Современные электрические подстанции выполняют задачи по распределению и преобразованию электроэнергии, объединяя в себе как стандартные электрические устройства релейной защиты и измерения мощности, так и электрические устройства автоматизации и управления [1]. Поскольку число потребителей и параметров, регистрируемых системой, постоянно растет, количество одновременно передаваемых сигналов и каналов передачи данных также увеличивается. Обработка и анализ всех этих данных требуются в современных системах ERP и SCADA. Ключевым требованием к цифровой подстанции является способность обрабатывать данные в реальном времени без постоянного участия обслуживающего персонала.
Эффективная передача и распределение энергии через интеллектуальные сети имеет прямое влияние на повышение энергоэффективности системы в целом. Для программирования и управления такими системами автоматизации необходимо использовать четкие стандарты и технологии передачи данных, такие как МЭК 61850, который определяет модель передачи данных.
Важные аппаратные элементы цифровой системы подстанции (DSS), работающие в соответствии с данным стандартом, включают цифровые трансформаторы тока и напряжения, аналоговые и цифровые блоки мультиплексора (объединяющие блоки), микро RTU и интеллектуальные электронные устройства (IED) [2].
Современные протоколы передачи данных, обеспечивающие связь между аппаратным и программным обеспечением системы, включают вертикальные (MMS) и горизонтальные (GOOSE) протоколы обмена [3]. Информация передается только через шины между уровнем процесса и сетевым уровнем, а также между различными устройствами на сетевом уровне. Обмен данными между уровнем подстанции и устройствами сетевого уровня также осуществляется с помощью шины подстанции.
Распределительное устройство состоит из двух входных и двух шкафов линий электропередачи, оснащенных терминалами разных производителей. Этот стандарт не только помогает разобраться в схемах подключения, но и позволяет увидеть различия между терминалами и их общие характеристики.