Концепция цифровой автоматизированной подстанции 110-750 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ивановский государственный энергетический университет

Концепция цифровой автоматизированной подстанции 110-750 кВ

В.Н. Гречухин

Аннотация

Рассматривается концепция создания цифровой автоматизированной подстанции 110-750 кВ без постоянного обслуживающего персонала, где вся информация циркулирует в цифре, включая измерительные трансформаторы тока и напряжения, системы учета, защиты и управления, технологического и охранного видеонаблюдения, может быть использована диспетчером верхнего уровня для дистанционного контроля и управления оборудованием подстанции.

Рассмотрены метрологические требования к цифровым ТТ и ТН от первичного провода до входа вторичной системы, включая канал связи, основные принципы технологии «цифровые вторичные цепи» и основные этапы в эволюции подстанции от традиционной к цифровой автоматизированной подстанции.

Введение

Технический прогресс в системах управления на электрических станциях и подстанциях с открытыми распределительными устройствами (ОРУ) высшего напряжения 110-750 кВ привел к разработке, серийному производству и внедрению вторичных микропроцессорных (МП) систем измерения, коммерческого учета электроэнергии, релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, диспетчеризации.

А источники информации о первичном токе и напряжении остались аналоговые: электромагнитные трансформаторы тока и электромагнитные или емкостные трансформаторы напряжения.

1. Анализ вторичных МП систем

Строятся МП системы на базе микропроцессоров реального времени (DSP), приспособлены для приема измерительной информации по аналоговым вторичным цепям тока в стандарте 1 А (5 А) и напряжения 100 В (100/н3 В), содержат для этого промежуточные трансформаторы тока (ПТТ) и напряжения (ПТН), аналого-цифровые преобразователи (АЦП). АЦП выдают микропроцессору информацию о мгновенных значениях токов и напряжений в цифре, алгоритмы в соответствии с назначением систем реализуются в микропроцессорах также в цифре. Следует констатировать следующее.

1. Технически микропроцессорные вторичные системы способны принимать цифровую информацию о мгновенных значениях первичных токов и напряжений с внешних источников, таких как цифровые измерительные трансформаторы (преобразователи) тока и напряжения (ЦТТН).

2. Аналоговые вторичные цепи 1 А (5 А), 100 В (100/В) в этом случае на подстанции не нужны и соответственно не нужны ПТТ, ПТН, АЦП в каждой вторичной микропроцессорной системе вместе с многорядными клемными сборками на панелях, т.к. информация о выборках тока и напряжения доставляется в цифре по оптическому или проводному интерфейсу.

3. Способ доставки цифровой информации от ЦТТН к вторичным МП системам не должен вносить заметных погрешностей ни по току (напряжению), ни по углу, т.е. не ухудшать метрологию (класс точности) ЦТТН.

4. Принципы и протоколы взаимодействия ЦТТН и вторичных МП систем должны обеспечивать точную, быструю и равномерную доставку цифровой информации о мгновенных значениях первичных токов и напряжений в темпе, определяемом каждым конкретным потребителем измерительной информации донного присоединения.

2. Метрология и протоколы взаимодействия ЦТТН и вторичных МП систем

Ранжирование по скорости циркуляции информации на подстанции приведено на рис. 1.

По скорости доставки информацию можно разделить на два вида:

1) технологическая информация, обеспечивающая принятие решений человеком, при этом допустимы задержки на 1 мс и более. Это различные виды АСУТП, доставляющие, например, диспетчерам информацию с выходов вторичных систем (с аварийных регистраторов, РЗ, ПА, счетчиков), состояние оборудования и т.д. Пакетные протоколы широко используются, обеспечивая достоверность и гарантированную доставку информации;

2) измерительная информация, обеспечивающая работу автоматических систем релейной защиты и коммерческого учета на подстанции, где задержки недопустимы т.к. приводят к неточности учета и затягиванию ликвидации аварии.

Сформулируем требования к цифровой измерительной информации.

Метрологические требования по ГОСТ 7746-2001, iec60044-8 [1] на ТТ и по ГОСТ 1983-2001, iec60044-7 на ТН [1] регламентируют угловую погрешность для класса 0.2s не более 10 электрических минут, а для класса 0.1 не более 5 электрических минут. Напомним, что 1 мс запаздывания цифрового сигнала дает угловую погрешность в 1.08 электрических минут, поэтому задержка в передаче сигнала от ЦТТН к МП системе не должна превышать 2-3 мкс для класса 0.1 и 4-5 мкс для класса 0.2 s.

Пакетные протоколы не обеспечивают одновременно требуемой скорости и равномерности передачи информации. Поэтому применены [2] стандартные для микропроцессоров реального времени (DSP) последовательные синхронные протоколы SPORT или SPI при передаче цифровой информации от ЦТТН трех фаз одного присоединения на ОРУ к измерительному терминалу, установленному на ГЩУ или РЩ рядом со шкафами вторичных систем (рис. 2).

Синхронный последовательный порт SPORT содержит как на передающей секции, так и на приемной одну или две линии данных, линию тактов и линию синхронизации. Обеспечивается полный дуплекс с частотой до 65 МГц в режиме прямого доступа к памяти.

Интерфейс SPI представляет собой сдвиговый регистр, который последовательно передает данные в другое SPI-устройство или принимает данные из другого SPI-устройства (по одному биту за такт SCK). Приём и передача данных при помощи сдвигового регистра осуществляются одновременно.

2.1 Цифровые вторичные цепи

Основными принципами технологии «цифровые вторичные цепи» являются следующие:

1. Принцип преемственности: идеология построения цифровых вторичных цепей повторяет построение аналоговых вторичных цепей тока и напряжения -- каждой вторичной системе (РЗ, ПА, учет и т.д.) подаются только нужные им токи и напряжения от ЦТТ и ЦТН.

2. Каждому потребителю свой источник цифровой информации о первичном токе - измерениям и учёту от встроенного в ЦТТН трансформатора тока класса точности 0.2s (0.1 - 0.05), основной РЗ -- от шунта, без искажений тока как в нормальном, так и в аварийном режиме короткого замыкания с апериодической составляющей, резервной РЗ - от магнитотранзисторного датчика тока и т.д. [3].

В измерительном терминале в модуле присоединения информация форматируется для каждого потребителя и направляется ему по оптическим или проводным линиям в формате SPORT, SPI или RS-485 (рис. 3).

2.2 Концепция цифровой подстанции

Рассмотрим основные этапы в эволюции подстанции от традиционной к «цифровой автоматизированной подстанции».

1. Традиционная по компоновке подстанция с несколькими ОРУ высокого напряжения, щитом управления, на котором установлены все шкафы вторичных систем измерения, учета, РЗА. Кабельные связи, как правило, протяженные, оптимизация невозможна.

2. Новые подстанции с релейными щитами (РЩ), расположенными на ОРУ вблизи каждой системы шин или секции шин, в этих РЩ размещены почти все шкафы вторичных систем данной системы шин или секции шин. Кабельные связи становятся оптимальнее. На главном щите управления (ГЩУ) остаётся оборудование диспетчеров и систем связи.

3. Цифровая подстанция (1 этап) -- установка цифровых трансформаторов тока и напряжения. Замена на оптические вторичных аналоговых цепей тока и напряжения, оптимизация вторичных МП систем за счет исключения АЦП, промежуточных ТТ и ТН.

4. Цифровая подстанция (2 этап) -- все информационные потоки в цифре, контроль, управление, видеонаблюдение осуществляются дистанционно с удаленного диспетчерского пункта.

Заключение

Внедрение цифровой автоматизированной подстанции ПО -- 750 кВ даст значительный экономический эффект.

микропроцессорный трансформатор цифровой подстанция

Список литературы

1. International standard IEC 60044, Part 7: «Electronic voltage transformers» -Part 8: «Electronic current transformers», International Electrotechnical Commission, Geneva, Switzerland.

2. Гречухин В.Н. Анализ результатов испытаний цифрового трансформатора тока // Электро. 2001. № 3. С. 42-45.

3. Гречухин В.Н. Электронные трансформаторы тока и напряжения. Состояние, перспективы развития и внедрения на ОРУ 110-750 кВ станций и подстанций энергосистем // Вестник ИГЭУ. Вып. 4. 2006. С. 35-42.

Размещено на Allbest.ru