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;