Узбекистан академия наук республики узбекистан

ВНЕДРЕНИЕ ЦИФРОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ПОДСТАНЦИЯХ РЕСПУБЛИКИ 
БЕЛАРУСЬ 
Борщевский А.В., Гецман Е.М. 
Белорусский национальный технический университет 
 
В данном докладе отражена структура построения архитектуры цифровой 
подстанции на основе стандарта 
Международной электротехнической комиссии 
(МЭК) 
61850. Представлен пример применения цифровых технологий на объекте Белорусской 
энергосистемы и анализ результатов внедрения технологии. 
 
Прошлое десятилетие в энергетической отрасли для Республики Беларусь 
базировалось на модернизации подстанций и внедрения новых технологий для повышения 

---

153 
надежности работы оборудования и безопасности эксплуатации подстанций, минимизации 
ошибочных действия оперативного и обслуживающего персонала, снижения капитальных 
и эксплуатационных затрат. Что в дальнейшем поспособствовало воплощению тенденции 
перехода к первым цифровым подстанциям в стране.
Цифровая подстанция – это подстанция, имеющая высокий уровень автоматизации 
управления всеми технологическими процессами, оснащенная интеллектуальными 
электронными устройствами (ИЭУ). Весь обмен информации между элементами 
подстанции осуществляется путем цифровых сигналов, основанных на протоках стандарта 
МЭК 61850 [1]. 
Структура цифровой подстанции представлена на рисунке 1. Состоит из трех 
основных частей: 
- уровень процесса (полевой уровень); 
- уровень присоединения; 
- станционный уровень (уровень подстанции). 
Рис. 1. Структурная схема цифровой подстанции. 
Уровень процесса может включать в себя оптические и классические 
трансформаторы тока и напряжения, цифровые и классические коммутационные аппараты. 
Различие классических и цифровых устройств заключается в том, что первые выдают 
параметры в аналоговом виде, а последние сразу в цифровом. Для преобразования 
аналогово сигнала в цифровой применяют Merging Unit (устройство сопряжения с шиной 
процесса). 
Уровень присоединения может состоять, например, из электронных устройств 
релейной защиты и автоматики (РЗА), дифференциальной защиты шин, оперативной 
блокировки разъединителя, РЗА фидера и других устройств релейной защиты и локальной 
противоаварийной автоматики. 
Уровень станции состоит из сервера SCADA, автоматизированного рабочего места 
персонала подстанции, станционной шины и программируемых логических контроллеров. 
Взаимодействие всех интеллектуальных электронных устройств происходит с 
помощью GOOSE-сообщений (стандарт МЭК 61850-8-1). Данные от измерительных 
трансформаторов тока и напряжения посылаются в цифровом виде с использованием 
протокола Sampled Values(SV) (стандарт МЭК 61850-9-2) [2]. Что касается обмена 
информацией между устройствами уровня присоединений и уровня подстанции, то он 
осуществляется по протоколу MMS. 

---

154 
В настоящее время одним из примеров внедрения данной технологии можно 
привести цифровую подстанцию «Могилев 330», питающую такие крупные предприятия, 
как БМЗ(Белорусский металлургический завод), «Могилевхимволокно», «Моготекс», 
«Могилевлифтмаш» и другие. На подстанции впервые в энергосистеме страны применены 
оптические трансформаторы тока FOCS-FS 110кВ и 330 кВ. Принцип действия, которых 
основан на эффекте Фарадея. Несомненным преимуществом оптических трансформаторов 
тока от обычных является высокая точность измерений (передача информации о 
измеренном токе по протоколу IEC 61850-9-2 (Sampled Values) с частотой дискретизации 
80 точек/период для микропроцессорных устройств релейной защиты, учета и измерений 
[3]), а также взрыво- и пожаробезопасность за счет отсутствия элегаза или масла в их 
конструкции.