Цифровая подстанция

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования РФ

ФГБОУ ВО «Уральский государственный горный университет»

Горно-механический факультет

Кафедра электрификации горных предприятий

Реферат

Дисциплина: «Автоматизированные системы управления электротехническими системами»

Цифровая подстанция

Группа ЭЭТ.м-22

Студент Шамаев Ю.М.

Руководитель:

Юнусов Х.Б.

г. Екатеринбург, 2023 г.

Введение

цифровизация модернизация энергосистема

Согласно нормам ФСК ЕЭС цифровая подстанция (ЦПС) -- это подстанция с высоким уровнем автоматизации, в которой практически все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управление работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе стандартов серии МЭК 61850.

Главная идея цифровизации заключается в стандартизации всех решений, начиная от проектирования и заканчивая эксплуатацией объекта. В основе организации любой цифровой подстанции -- требования стандарта МЭК 61850*, а соответствие единым стандартам -- это безусловное преимущество: общие правила и унификация требований упрощают проектирование, повышают надежность объектов и позволяют оптимизировать процессы их эксплуатации.

Это позволяет устранить проблему «трудностей перевода», препятствующую модернизации энергосистемы в целом. В одних сетях требуют установки испытательных блоков (БИ) в токовых цепях, а в других - нет; на одном предприятии для передачи данных используют протокол Profibus, а на другом Modbus, а где-то вообще принято передавать данные по дискретному выходу сигнала прибора -- «сухой контакт». Таких примеров масса, а в результате отсутствие стандартов (как физического выполнения устройств, так и на программном уровне) оказывается реальным барьером для внедрения и эксплуатации современного оборудования на объектах энергетики.

Полная реализация потенциала ЦПС в плане эксплуатации объектов возможна при условии проектирования с применением BIM-технологий. А BIM -- это цифровое представление физических и функциональных характеристик объекта, которое охватывает не только геометрию здания, но и позволяет «видеть», контролировать на всех стадиях, начиная от проектирования и заканчивая регламентами по обслуживанию и сносу объекта.

1. Основные принципы организации цифровой подстанции

По составу первичного оборудования ЦПС -- это классическая подстанция с трансформаторами, силовыми выключателями, ячейками КРУ и измерительным оборудованием (рис. 1), за исключением последнего. Измерительные трансформаторы тока и напряжения должны быть цифровыми и скорее всего оптическими.

Состав вторичного оборудования при этом отличается кардинально. Для лучшего понимания обратимся к работе современной защиты. Как правило -- это микропроцессорный терминал, по сути, компьютер, который устанавливается на каждом присоединении. На ПС много присоединений и еще больше терминалов, и все они окутаны множеством связей. Инженерам пришла идея использовать один компьютер и заводить все связи в него, чтобы избавиться от лишних кабелей. Поэтому в ЦПС в общеподстанционном пункте управления (ОПУ), где обычно несколько панелей защит (от 10 и более (рис. 2)) с множеством связей, теперь стоят два промышленных взаиморезервирующих компьютера, и к ним подведено всего несколько оптических кабелей, по которым в режиме реального времени стекается всевозможная информация от каждой единицы оборудования. Там же, непосредственно у оборудования, устанавливается контроллер присоединения, который собирает всю необходимую информацию. Например, от трансформатора тока он может измерять ток, давление элегаза, для выключателя -- положение главных контактов, состояние всех вторичных автоматов, может отдавать команды на катушки включения и отключения выключателя. Контроллер обрабатывает и оцифровывает информацию и направляет по каналу связи, также и в обратном порядке -- может получать сигнал, преобразовывать и что-нибудь включать или отключать.

Внутри главных компьютеров находится виртуальная модель подстанции, свойства которой поддерживаются в актуальном состоянии в режиме реального времени. Как только в сети происходит какое-либо возмущение, компьютер это «видит» и предпринимает действие, чтобы отключить то или иное присоединение, или вообще всю секцию при дифференциальной защите шин (ДЗШ), выполнить автоматическое повторное включение линии (АПВ), отрегулировать напряжение в сети трансформатором (РПН).

2. Варианты исполнения цифровых подстанций

Первый вариант является наиболее близким к классическому построению подстанций, где в качестве основных цифровых устройств применяются устройства релейной защиты и автоматики на базе микропроцессорной техники, которые включены в единую систему управления технологическими процессами (так называемую АСУ РЗА). В этом варианте вся подстанцию соответствует классическим требованиям к проектированию подстанционных устройств, в части вторичных цепей и их устройств. Отличия заключаются лишь в специфических методах сбора и обработки сигналов о состоянии всех систем подстанции.

Второй вариант предполагает наличие обмена между терминалами РЗА и исполнительными устройствами (АУВ - автоматикой управления выключателями, например) в дополнение к полной интеграции устройств РЗА и АУВ в АСУ РЗА.

Третий вариант представляет собой наиболее полный спектр технологий и протоколов, свойственные современной цифровой подстанции. С каждым годом данные технологии совершенствуются и расширяются. Однако, данный уровень цифровизации предполагает наличие микроэлектронных первичных преобразователей тока и напряжения, обмен управляющими воздействиями и информационными сигналами между исполнительными устройствами, терминалами РЗА и АСУ РЗА происходит только с применением цифровых протоколов (серия стандартов, получивших широкое распространение на текущий момент - IEC(МЭК)-61850).

Напомним, что современная наука и техника не стоит на месте. Поэтому часть стандартов семейства IEC 61850 могут видоизменяться. Данный процесс можно отследить по существующим поколениям данных стандартов.

3. Что включает в себя цифровая подстанция?

РУ - распределительное устройство, которое может быть совершенно различных видов исполнений: от открытых и закрытых до элегазовых. Включает в себя такие элементы как системы шин, коммутационные аппараты и вспомогательное оборудование.

ПТ - повышающий (понижающий) транформатор (автотрансформатор).

СН - система собственных нужд, включающая в себя трансформатор или трансформаторы собственных нужд, распределительные устройства, шкафы и щиты. Так же к собственным нуждам подстанции относятся и устройства питания постоянным оперативным током, хотя их чаще всего выделяют в отдельную группу устройств.

ЦС - система центральной сигнализации, являющаяся неотъемлемой частью как терминалов защит присоединений, так и общеподстанционной автоматизированной системы управления релейной защитой и автоматикой.

ЦТТ - цифровые трансформаторы тока (ещё - первичные цифровые преобразователи тока, оптические трансформаторы тока). Это микроэлектронные устройства преобразования значения силы первичного тока в цифровой электрический или оптический сигнал.

ЦТН - цифровые трансформаторы напряжения (ещё - первичные цифровые преобразователи напряжения, оптические трансформаторы напряжения). Это микроэлектронные устройства преобразования значения первичного напряжения в цифровой электрический или оптический сигнал.

(ц) АУВ - микропроцессорные устройства автоматики управления выключателями, со всем необходимым набором интерфейсов и протоколов, для подключения к цифровым сетям передачи данных полевого уровня.

(ц) РЗА - микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики, со всем необходимым набором интерфейсов и протоколов, для подключения к цифровым сетям передачи данных полевого и верхнего уровня (для подключения к АСУ РЗА.

СТВ - сервер точного времени, используемый для синхронизации времени на всех микропроцессорных устройствах технологического цикла энергообъекта.

ССОД - серверы сбора, обработки и хранения данных о технологическом цикле энергообъекта и о состоянии основного и вспомогательного оборудования.

АРМ - автоматизированные рабочие места оперативного персонала.

СТМиС - система телемеханики (телеуправления и телеизмерений) и связи энергообъекта. Используется для управления и контролем состояния за технологическим циклом и оборудованием энергообъекта.

АИИСКУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии.

В дополнение к АСУ РЗА могут использоваться различные локальные системы микропроцессорные системы управления вспомогательным оборудованием (такие как системы пожаротушения, вентиляции, кондиционирования и т.д.)

4. Эффект от использования новых технологий

Применение цифровых технологий на современных подстанциях позволяет добиться значительной экономии места для расположения оборудования и значительного количества кабельной продукции.

Если на подстанциях с небольшим количеством присоединений и повышающих (понижающих) трансформаторов эффект от внедрения цифровых технологий выражен не особо ярко, то на больших объектах можно наблюдать существенную экономию на кабельных трассах, кабельной продукции, габарите шкафов защит и автоматики (в первую очередь, за счёт экономии места за счёт сильного уменьшения клеммных рядов аналоговых и дискретных сигналов). Снижается время на монтаж оборудования.

Кроме того, при использовании аппаратуры, соответствующей всем стандартам на цифровые подстанции, значительно ускоряется процесс наладки терминалов РЗА и АУВ.

5. Краткие характеристики ЦПС

1. Неотъемлемой частью ЦПС являются:

Передача данных между терминалами РЗА и контроллерами АСУ ТП в цифровой форме;

Электронные измерительные трансформаторы с цифровым интерфейсом;

Электромагнитные измерительные трансформаторы + ПАС;

Телеуправление всеми коммутационными аппаратами;

Системы мониторинга технического состояния оборудования ПС;

Система контроля качества электроэнергии;

АИИС КУЭ;

Шина процесса и обмен информацией (между первичным и вторичным оборудованием) в цифровой форме по оптоволоконным соединениям и в соответствии со стандартом IEC 61850. Все устройства должны поддерживать обмен по стандартам МЭК-61850-8-1 (MMS, GOOSE). Технология MMS предназначена для обмена с устройствами верхнего уровня (до сервера АСУ конкретной подстанции), а GOOSE - для горизонтального обмена между терминалами РЗА и контроллерами присоединений;

Электронный проект. Проектировать цифровые подстанции нужно согласно стандартам МЭК-61850. Т.е. на выходе у проектировщика должно получаться готовое задание на наладку РЗА и АСУ в цифровом виде (файл в формат языка описания SCL). Это позволит существенно сократить время на наладку, но возможно увеличит время на проектирование;

2. Архитектуры, которые должны применяться на ЦПС:

Централизованная архитектура РЗА;

Децентрализованная архитектура РЗА;

Архитектура должна определяться техническими требованиями к комплексу (в первую очередь требованию к надежности) с учетом показателей экономической эффективности;

3. Цели внедрения ЦПС и причины, по которым нужно внедрять технологии:

Повышение качества обработки аналоговых сигналов (нетрадиционные ТТ и ТН) для РЗА;

Повышение наблюдаемости объектов за счет использования Ethernet и технологии клиент-сервер (использование информации одновременно в нескольких подсистемах);

Значительное увеличение регистрируемых сигналов на энергообъектах -- облегчение анализа работы РЗА и ПА для эксплуатационного персонала;

Повышение надежности;

Снижение капитальных затрат (CAPEX);

Снижение операционных затрат (OPEX);

4. Особенности:

Пробелы в НТД;

Отсутствие промышленных образцов цифровых ТТ и ТН, годных к широкому внедрению на энергообъектах;

Отсутствие единого подхода субъектов энергетики к цифровизации объектов;

Необходимо разрабатывать ПО для проектирования ЦПС. Разработка ПО в соответствии с IEC 61850-4;

Оборудование и ПО должно проходить опытную эксплуатацию для определения явных преимуществ;

Повышение квалификации наладочных, эксплуатирующих и проектных организации;

Создание и проведение курсов по ЦП на базе сформированных стандартов;

Применение сервисов цифрового проектирования, наладки, снижающих сложность для использования;

Необходимость подготовки специалистов РЗА со знанием цифровых технологий -- системный инженер (как предложение), который имеет базовые знание по электроэнергетике, РЗА и цифровым системам связи ЦПС;

Проблема кибербезопасности -- отсутствие адекватных предложений по решению вопроса;

Высокая стоимость технологии на первом этапе;

Обеспечение работоспособности системы РЗА, нужно рассчитывать параметры локально-вычислительной сети (ЛВС). Т.е. РЗА избавится от дискретных цепей, но будет зависеть от коммуникационной сети подстанции;

6. Серия стандартов МЭК 61850

Серия стандартов МЭК 61850 предназначена для обеспечения взаимодействия всех устройств на подстанции. Связь между указанными устройствами должна удовлетворять целому ряду требований со стороны функций, выполняемых на подстанции. Распределение функций между устройствами и уровнями управления не является общепринятым и зависит от концепции, принятой производителем и пользователем, а также от современного уровня развития техники и технологии. Это приводит к различным требованиям в отношении разных интерфейсов связи в пределах подстанции. Серия стандартов МЭК 61850 поддерживает любое распределение функций.

Серия стандартов МЭК 61850 рассчитана на долгосрочное использование, но по своему техническому содержанию и структуре стандарты должны удовлетворять быстрым изменениям технических средств связи. На рисунке 1 показано относительное положение настоящего стандарта в общей структуре серии стандартов МЭК 61850.

Серия стандартов МЭК 61850 организована таким образом, что изменения, вносимые в один из них, не требуют значительной переработки других стандартов. Серия стандартов МЭК 61850 основана на требованиях к связи, определенных в настоящем стандарте. Производные требования к моделированию в серии стандартов МЭК 61850 не изменяют требования настоящего стандарта. Общие вопросы, спецификация требований и вопросы, связанные с моделированием, не зависят от любых реализаций.

Настоящий стандарт определяет требования к связи для функций и моделей устройств.

Заключение

Успешной реализацией проектов в области цифровых подстанций занимается немецкий концерн Siemens и китайский NR Enegy. Ряд отечественных производителей РЗА, такие как ЭКРА, Механотроника, Радиус-Автоматика, Релематика и другие, заявляют о полном соответствии семейству МЭК 61850 выпускаемой ими аппаратуры РЗА.

Первой в России цифровой подстанцией высокого класса напряжения считается ПС 500кВ «Тобол». На подстанции применятся оборудование РЗА отечественной фирмы «ЭКРА», АСУ РЗА от «Прософт-Системы» и аппаратура для построения ЛВС от российской компании «Энергосервис».

Кроме того, существует ряд проектов цифровых подстанций у «Россетей» на класс напряжения 110кВ.

Стандарт МЭК 61850 постоянно дорабатывается и улучшается, уже ведутся разработки его применения не только для подстанций, но и для объектов генерации. Логично ожидать, что с его последующими доработками и расширением сферы проникновения цифровых технологий, существующие недостатки и противоречия постепенно будут сглаживаться и исправляться.

А экономический потенциал перехода на цифровые подстанции становится более очевидным. При сохранении существующей тенденции роста потребности в электроэнергии, требования к управлению, безопасности и эффективности энергоснабжения неизбежно будут расти. И только рост числа ЦПС и их объединение в умные сети позволит обеспечить эти требования на уровне, соответствующем технологическому развитию других сфер экономики XXI века.

Размещено на Allbest.ru