ОМИКРОН ОМИКРОН ОМИКРОН
Система Orphus

Цифровые подстанции

Цифровые подстанции

В данной  статье рассматриваются преимущества при применении цифровых систем управления  с использованием  IEC 61850-8-1. Защита и контроль могут быть расширены применением IЕС 61850 на обеих станциях/подстанциях с взаимосвязью  через шину обмена. Применение шины обмена позволяет заменить традиционное подключение к первичному оборудованию на Ethernet, а также преобразовать первичный ток и напряжение для  реле защиты и других электронных устройств (ИЭУ) получаемые через оптоволокно. Цифровая реализация помогает уменьшить физический размер подстанции и даже перемещать работы по конфигурированию и тестированию при приемо-сдаточных испытаниях на энергопредприятие, а  также устраняет проблему совместимости (синхронизации) первичного и вторичного оборудования.

 

 

 

Цифровая подстанция. 
Если задать  вопрос: "Что такое цифровая подстанция?", то на этот вопрос можно дать множество разнообразных ответов, так как не существует стандартного определения. Очевидно,  большинство подстанций сегодня коммутирует и передает переменный ток  высокого / сверхвысокого напряжения,  и этот первичный поток не является цифровым. Это означает, что мы говорим о вторичных системах, о всех функциях защиты, управления, измерения, мониторинга состояния, записи и контроля за системами, которые лишь связанны с  первичным "процессом".
В общих чертах, полной цифровой подстанцией является та, в которой как можно больше данных, связанных с первичным процессом оцифровывается сразу же, в точке измерения. После этого, обмен данными, между устройствами, может происходить с помощью Ethernet, в отличие от многих километров медного провода,  существующих на обычной подстанции.
Цифровые подстанции подразумевают решение и архитектуру, в которой функциональность подстанции теперь, преимущественно, достигается  программным обеспечением, с меньшей зависимостью от аппаратных реализаций, таких как установленные проводные связи.

Преимущества цифровых подстанций

  • Повышенная надежность и доступность: Способность глубокой самодиагностики цифровых устройств обеспечивает максимальную жизнеспособность подстанции. Любое ухудшение  работоспособности фиксируются в режиме реального времени. Имеющаяся избыточность данных в системе могут быть использована для исправления неполадок, что и позволяет выполнять поиск неисправностей без необходимости каких-либо отключений системы в первичной сети.
  • Оптимизация работы :  анализ, производимый цифровыми схемами подстанций позволяет проводить тщательный мониторинг объема  данных поступающих со станционного оборудования, относительно  его проектных уровней.
  • Сокращение расходов на обслуживание:   цифровая подстанция детально мониторит  все процессы происходящие в оборудовании. Интеллектуальные системы анализа данных  предоставляют рекомендации по техническому обслуживанию и ремонту. Это позволяет переходить на прогностическое или надежностно-ориентированное обслуживания, избегая незапланированных простоев и чрезвычайных расходов на ремонт.
  • Улучшенные коммуникационные возможности:   обмен данными между интеллектуальными устройствами, как внутри, так и между межрегиональными подстанциями, оптимизирован через Ethernet. Качественные локальные и глобальные блоки контроля    позволяют производить обмен данными на подстанции, а также между подстанциями. Прямые связи между подстанциями, без необходимости транзита через центр управления, уменьшают время  реагирования.

Архитектура цифровых подстанций
А. Уровень процесса
Работа цифровой подстанции основана на архитектуре, которая позволяет проводить эксплуатационные измерения в реальном времени по данным от первичной системы. Эти данные получаются с помощью датчиков, встроенных в первичную систему. Обмен между устройствами, происходит по результатам  измерений  базирующихся на "шине процесса". Самое главное в том, что интеллектуальные устройства и системы могут сразу обработать эти оперативные данные в пределах подстанции. 
Прописавшись как клиенты  потока данных по шине процесса Ethernet, информация от "глаз и ушей"  энергетической системы  доводятся гораздо более эффективно, до уровня центральных терминалов, чем в обычных проводных схемах.

Обмен данными происходит по результатам измерений  (давление или температура в распределительном устройстве ГИС, измерения тока и напряжения, полученные из оптического или трансформаторов на  эффекте  Роговского, цифровых приборов, или  информации о состоянии выключателей) с помощью "шины процесса".
Самое главное в том, что интеллектуальные устройства совместно с  устройствами  подстанции, (реле защиты, регистраторы, блоки измерения векторов (фаз), контроллеры терминалов,    многофункциональные контроллеры  или управляющие устройства), могут сразу обработать оперативные данные. Прописанным как клиенты этого потока данных по шине процесса Ethernet, информация от "глаз и ушей"  энергетической системы распределяется и поступает на уровень терминалов гораздо более эффективно, чем в обычных проводных схемах.
Шина процесса также осуществляет связь, через которую информация от первичного, уличного оборудования  идет назад в ОПУ (к аппаратуре контроля станции) - она ​​обеспечивает  обратную связь на подстанцию.
В полностью цифровой архитектуре, управляющие команды (команды оператора, срабатывание защиты) также направляются на первичные устройства через шину процесса, в противоположном направлении.
Шина процесса, таким образом, поддерживает срочное обслуживание.

B. Защита и контроль.
Устройства  между шиной процесса и станционной шиной исторически определены как "вторичное оборудование". В цифровой подстанции, эти устройства являются интеллектуальными электронными устройствами, которые взаимодействуют с потоками через шину процесса, и также с равноуровневыми  устройствами в стойках терминалов, с другими терминалами, и цифровой системой управления через шину станции (Рисунок 1).

C. Объекты контроля станции
Цифровая шина подстанции, станции гораздо больше, чем  традиционная SCADA шина, так как позволяет нескольким клиентам обмениваться данными, поддерживает равноправное взаимодействие устройств, а также обмен между подстанциями. ГУЗ (GOOSE) чаще всего используются для высокоскоростного обмена бинарной информацией о состоянии / командах. 
ИЭУ выполняет свои критичные по времени функции, такие как отключение от защиты, переключение дежурным подстанции или другие задачи с помощью прямого взаимодействия с шиной процесса.
Однако некоторые объекты на подстанции могут требовать обмена  всеми  или  частью этих предварительно обработанных данных. Например, схемы защиты и управления могут быть распределены между несколькими терминалами, и  как правило, в случае автоматического повторного включения (АПВ),  УРОВ, блокировка и динамическое  изменение схемы ("быстрая передача команды") зачастую происходит  по конкретному адресу. Часто это осуществляется на протоколе  IEC 61850 GOOSE-based.
Дополненительно  к необходимости  распределения  интеллекта между терминалами на уровне станции  есть необходимость передачи информации, как местным, так и удаленно размещенным операторам,  контролирующим  визуально  рабочее состояние подстанции. Это требует наличия на подстанции ЧМИ (человек-машинных интерфейсов) и прокси-сервера соединенного с удаленным  ЧМИ  сервером контроля и управления,  в режиме реального времени. Одна или несколько рабочих станций руководствуясь  инструкциями (указаниями),  региональных  диспетчеров может  использоваться  в качестве инженерной  для конфигурирования терминалов, или для локальной концентрации и архивации данных энергосистемы. Для он-лайн  мониторинга состояния могут использоватся  спецализированные станции   предупреждения (сигналов аварии), учитывающих  историю  по  базе  данных каждого основного устройства.
Цифровые трансформаторы
За годы интенсивных исследований был изобретен, изготовлен и испытан нетрадиционный измерительный трансформатор, который является  точным,  цифровым,  безопасным, экономически эффективным  и - главное – без сердечника.

                                                                                                                   
Корень зла многих недостатков традиционных измерительных трансформаторов является  железный сердечник.
Сердечник является источником погрешности, из-за необходимости, его намагничивания, одновременно  не перегружая его. При использовании обычных трансформаторов тока большой проблемой является достижение необходимого динамического  диапазона и точности измерения при низких уровнях тока  одновременно. Вместо железного сердечника для трансформации первичной  величины  измерений можно использовать оптические трансформаторы, трансформатор Роговского или по емкостной технологии с воздушной  или газовой изоляцией цифрового устройства соответствующего размера,  которое в свою очередь позволяет оптимизировать размер распределительного устройства. 
Далее рассмотрены некоторые примеры трансформаторов тока:
  Оптические датчики тока используют  эффект Фарадея.  Оптоволоконная петля,  проводящая  поляризованный луч света, наматывается вокруг проводника с током. Этот свет будет испытывать угловое отклонение за счет магнитного поля, генерируемого первичным током. Возможности датчика позвляют точно определить первичный ток на основе оптических  измерений в реальном времени.
  Датчики Роговского позволяют обойтись без традиционного сердечника ТТ. Тороидальная катушка, располагается вокруг первичного провода точно так, как вторичная обмотка в обычном трансформаторе тока, но только без ферромагнитного сердечника.  Напряжение на выходе датчика является напряжением,  с низким уровнем, которое точно коррелирует с первичным током.
Емкостные датчики при системах с воздушной изоляцией (AIS)  являются емкостными делителями согласованными с тонкопленочными конструктивными трансформаторами напряжения. Для элегазовой изоляции датчик GVT (газом изолировонного ТН) укладывают на внутренней поверхности шины в канале, таким образом, что  гибкая печатная плата (РСВ)  свертывается в полную окружность. Электроды на печатной плате имеют точную(эталонную) (емкость,пф) емкостную пару  с  проводником тока

Преимущества в использовании

  • Повышенная безопасность: отсутствие опасности взрыва, нет проводов во вторичном контуре ТТ
  • Точность измерений в сочетании с большим динамическим диапазоном измерений
  • Нет насыщения, феррорезонанса или нежелательных переходных процессов.
  • Продолжительная и устойчивая точность данных
  • Сейсмическая  устойчивость
  • Повышенная надежность и полная самодиагностика
  • Легкость, компактность и гибкость
  • Минимум составляющих,  практически не требует обслуживания

Energinet. Пример проекта в Дании

В этом проекте, защищаются сети гибридных линий 400 кВ, состоящие из воздушной части линии и из кабельной части,  проложенной под землей. Кроме этого есть пара параллельных кабелей, каждый  5км длиной.  Эксплуатационные требования таковы - АПВ требуется при повреждении на воздушных участках линии, но при повреждении кабельного участка АПВ не должно срабатывать.  Для быстрого и точного обнаружения неисправностей в  кабелях используется дифференциальная  защита. Кабели часть из двух основных магистралей 400 кВ, работающих с юга на север Дании.
Поставляемое оборудование включает в себя 72 оптических элементов ТТ, 24 соединительных блоков и 24 линий с  дифференциальными  реле, для  унификации  обмена  по шине процессов в схеме защиты. 
Легкие сухого типа  изоляторы, конструкция с окнами  позволяют монтаж оптического ТТ и ТН на одной опоре, учитывая ограниченное  пространство. Для  Energinet,  Дании, используется  единая .структура и пофазная закладка линий передачи,  при  большой массе  кабеля, а также установка  ТТ на консольной раме, при его удалении  на расстояние 2 м по горизонтали от опоры.
Уменьшенный размер и вес являются ощутимым преимуществом по сравнению с обычными сетями, позволят размещать  компактные подстанции в местах с ограниченным пространством.  Широкие динамические пределы ТТ делают их востребованными, на независимых станциях,  где востребованы предельная точность при полной выходной мощности и необходимо станционное техническое обслуживания. Отсутствие  проводных цепей в трансформаторе тока снижает риск летального травматизма из-за случайного размыкания токовой цепи персоналом и увеличивает степень электробезопасность в целом. Отсутствие масла в измерительных трансформаторах также уменьшает взрывоопасность  (рисунок 3).
Все реле защиты и коммутационные устройства установлены в 19" стойку. Оптоволокно от кабельной коробки на улице к панели защиты стыкуются в стойке, внутри шкафа. Оптоволокно  между  блоками синхронизации  устройств  GPS и блоками преобразования  устройство / ток  дифференциального  реле осуществляется непосредственно с помощью соединительных кабельных соединений на задней панели в 19 "стойки (рис 4 и 5).

Тестирование платформы

Набор для тестирования. Для подачи тока непосредственно через первичную обмотку COSI-ТТ использовался Омикрон. Для того чтобы ограничить величину тока через COSI-CT пропускали несколько витков.  Это позволило  подать ток для проверки в рабочем режиме и проверить работу дифференциальной защиты первичным током. Базовая характеристика была построена для проверки отсутствие влияния добавленных датчиков (устройств) на характеристики защиты. В дальнейшем подтверждено работу схемы защиты и соответствие времени срабатывания при внутренних КЗ результатам полученным при проведенных ранее проверках.
Вывод: реализация цифровой подстанции позволяет уменьшить совокупную стоимость подстанции. Уменьшенный размер и вес измерительных трансформаторов, цифровых приборов защиты и контроля  обеспечивают привлекательные преимущества, позволяя строительство компактных подстанций,  ограниченных размерами. 
Проект Energinet свидетельствует о растущей уверенности в целесообразности  применения цифровых подстанций в Европе. Это очень важно при имеющихся  напряжениях  сети, где экономия, здоровье и безопасность имеют первостепенное значение. Таким образом, этот проект  позволяет использовать накопленный опыт и   следовать ему, как для новых, так и для  реконструируемых объектов.

 

 

Authors: Richards, S., Alstom Grid, UK, Pavaiya, N., Omicron Electronics, Boucherit, M. and Ferret, P., Alstom Grid, France, Diemer P., Energinet.dk, Denmark

https://www.pacw.org/issue/june_2014_issue/lessons_learned/digital_substations_feedback_on_site_experience/complete_article/1.html

 

5 Апрель, 2015              9351              ]]>Печать]]>
4 / 16 ( Хорошо )

Последние комментарии : 1

Михаил             Добавлен: 15 Октябрь, 2015 09:34       Ответить
Автор: Очевидно, большинство подстанций сегодня коммутирует и передает переменный ток высокого / сверхвысокого напряжения Я: вовсе нет. Большинство подстанций сегодня это подстанции низкого и среднего напряжения. Автор: После этого, обмен данными, между устройствами, может происходить с помощью Ethernet, в отличие от многих километров медного провода, существующих на обычной подстанции. Я: с установкой дополнительного оборудования с очень высокой стоимостью превосходящей затраты на медные кабели Автор о преимуществе ЦП: Повышенная надежность и доступность: Я: медный ТТ и ТН гораздо надежнее электронного и срок службы электронного ТТ и ТН в разы ниже медного. Автор о преимуществе ЦП: Оптимизация работы Я: как сегодня оптипизирована работа традиционных ПС с АСУ? Да никак. Собирают данные, передают наверх. Архивируют. Автор о преимуществе ЦП: Сокращение расходов на обслуживание: Я: Наоборот, затраты возрастут за счет доп обслуживания электронных узлов подстанции, привлечения более квалифицированного персонала. Автор о преимуществе ЦП: Улучшенные коммуникационные возможности Я: вовсе не лучше. Интерфейс применяется тот же – Ethernet. А то, что устройства РЗА могут обмениваться горизонтальными сигналами…. Вызывает всплеск «счастья» при организации ремеонтых работ. … дальше даже комментировать не буду. Статья – ни о чем. Очередной восторг о технологиях избыточности…. Ну и в добавок – посмотрите на шкаф с блоками (рисунок 4 Mуrging Unit) – такой шкаф надо добавить к трансформаторам тока…. Это разве повышение надежности и экономия на кабелях??? Да и лицо наладчика у этого шкафа явно не счастливое.

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Dвa pлюs тpi ? (цифрой)

Вверх страницы