Централизованная защита и контроль подстанций
В прошлом была предпринята попытка централизованной защиты и контроля подстанции на основе имеющейся технологии. Эта эволюция в настоящее время находится на пересечении зондирующих, защитных и коммуникационных технологий, предоставляя уникальную возможность разработать более надежную и поддерживаемую систему CPC.
Тематическое исследование подстанции 110/10 кВ с централизованной защитой и контролем (на фото: Алтайская электрическая подстанция 110/10/6 кВ, кредит: inform.kz)
В этой статье рассматривается программная подсистема защиты, автоматизации и управления подстанцией (PACS), iSAS, разработанная LYSIS LLC, Россия, которая в то время находилась на испытательной операции на подстанции «Олимпийская» 110/10 кВ в городе Сургуте в северо-западной части Сибири.
Философия iSAS основана на реализации функционального элемента PAC согласно логическим узлам IEC 61850 (LN).
Структура PACS олимпийской подстанции 110/10 кВ в Северо-Западной Сибири, Россия (нажмите, чтобы развернуть)
Программные модули были разработаны независимо от конкретного оборудования и могут быть размещены в специализированных IED, а также на одном мощном компьютере. Когда программные модули расположены на одном устройстве, они взаимодействуют друг с другом через ядро программного обеспечения iSAS по своим внутренним механизмам.
Однако, когда они распределяются между различными устройствами, они используют службы связи «Связь с процессом» и «/».
Решение о распределении функций зависит от конкретных требований проекта и производительности доступного аппаратного и ресурсного потребления по программным модулям. Одним из основных приоритетов проекта явилась совместимость с информационной моделью и языком конфигурации IEC 61850 (SCL).
Обзор проекта iSAS
iSAS внедрена в системе PAC для пилотного проекта подстанции 110/10 кВ для одного оператора российской распределительной системы (DSO) - «Тюменьэнерго». Проект полностью управляется и внедряется разработчиком программного обеспечения iSAS - LYSIS LLC.
Проект преследует следующие цели:
- Поиск оптимальной архитектуры системы, методов и подходов к управлению жизненным циклом iSAS,
- Изучать и анализировать характеристики и поведение системы в реальных условиях,
- Обеспечить технико-экономический анализ на всех этапах жизненного цикла системы, а также сравнить с обычными системами с аналогичной функциональностью,
- Проведите анализ надежности и сравнение с системой с традиционной архитектурой,
- Определите преимущества и недостатки системы PACS, а также пригодность DSO для широкого распространения такого опыта.
Выбранная олимпийская подстанция 110/10 кВ для пилотной реализации централизованной цифровой системы PAC состоит из двух силовых трансформаторов, двух входящих воздушных линий 110 кВ и 40 фидеров, подключенных к четырем шинам 10 кВ.
Цифровой программный PACS, реализованный в проекте, должен выполнять полную функциональность систем защиты, контроля и учета для всей подстанции в соответствии с нормативными стандартами и требованиями заказчика.
Согласно контракту, проект имел 5 этапов:
- Дизайн,
- Закупки, установка и тестирование,
- Пробная работа системы на один год,
- Анализ требований, правил и стандартов регулирующих органов и предложения о внесении изменений в эти документы для омологации программных систем PAC на российском рынке и
- Сертификация метода измерения для систем с технологической шиной с отдельными частями измерения (интерфейсные устройства обработки, PID) и расчет (IED).
В то время ООО LYSYS завершило фазы проектирования, закупок, монтажа и тестирования, и система была запущена в пробную эксплуатацию. Этапы 4 и 5 были завершены к концу 2015 года.
1. Подсистема защиты
Однострочная диаграмма подстанции показана на рисунке 1.
Рисунок 1 - Однолинейная схема олимпийской подстанции 110 кВ (нажмите, чтобы развернуть SLD)
Защита и связанная с ними автоматика двух линий электропередачи напряжением 110 кВ включают в себя следующие функции:
- Дифференциальная защита линии (87L) включает оборудование на удаленном терминале,
- Три этапа дистанционной защиты (21P),
- Четыре ступени защиты от перегрузки по току на землю (Земля) (51N),
- Мгновенная межфазная защита от перегрузки по току (50P),
- Автоматическое повторное включение (79) и
- Защита от отказа выключателя (50BF).
Шины 110 кВ защищены функцией дифференциальной защиты шинопровода (87B).
110/10 кВ Защита и автоматизация трансформаторов содержит следующие функции:
- Трансформаторная дифференциальная защита (87T),
- Защита от перегрузки трансформатора (51),
- Защита от перегрузки по току на стороне HV (51P),
- Защита от перегрузки по току на стороне LV (51P) и
- Автоматический регулятор напряжения.
Сторона 10 кВ подключенных шин и фидеров оснащена:
- Двухступенчатая перегрузка по току времени (51P),
- Защита от отказа выключателя (50BF),
- Блокировка защиты от перегрузки по току,
- Автоматическое закрытие шинного выключателя,
- В случае сброса частотной нагрузки и
- При восстановлении частотной нагрузки.
2. Подсистема управления
Подсистема управления связана с операцией оператора. Он нацелен на первичное оборудование и мониторинг и контроль процессов. Система включает следующие функции и возможности:
- Контроль и контроль состояния всех моторных коммутационных аппаратов, таких как разъединители, выключатели заземления и автоматические выключатели,
- Предоставляя одно- и двухшаговую (выбрать до работы) модели управления,
- Автоматическое выполнение предопределенных последовательностей операционных действий,
- Сбор аналоговых и дискретных данных первичного оборудования и параметров процесса и их визуальное представление на HMI,
- Доступ, поиск и визуальное представление архивных данных, включая списки аварийных сигналов и событий,
- Уровень залива и блокировка уровня подстанции,
- Ручное управление трансмиссионным отводом, и
- Удаленное управление системными параметрами, такими как настройки алгоритмов защиты и управления.
Все вышеперечисленные функции управления доступны для оператора через локальные HMI, а также через локальную и удаленную SCADA, используя виртуальный шлюз телемеханики, предоставляемый программным обеспечением iSAS.
3. Система учета выручки
Система учета доходов была реализована в соответствии с правилами энергетического рынка и содержит следующие функции:
- Измерение активной энергии и мощности,
- Измерение реактивной энергии и мощности,
- Энергия и мощность измеряются как в прямом, так и в обратном направлениях,
- Хранение энергии и мощности в 30-минутных профилях на срок до 150 дней и
- Интеграция системы в существующую систему учета и биллинга DSO.
4. Подсистема мониторинга и записи
Подсистема мониторинга и записи состоит из двух компонентов: управления тревогами и событиями (AEM) и переходной записи. AEM позволяет обнаруживать тревожное состояние контролируемых параметров и формировать запись в списках тревог и событий и архивах.
Тревожное обнаружение состояния основано на предопределенной конфигурации, которая включает логическую схему и условия активации.
Например, открытое положение автоматического выключателя будет генерировать сигнал тревоги, если это не результат действия оператора. Необходимо следить за сигналом, который привел к открытию распределительного устройства, чтобы связать причину открытого состояния выключателя. Возможные случаи изображаются как логическое выражение, которое определяет, следует ли сигнализировать о статусе события.
Некоторые пользовательские LN были разработаны для моделирования функций AEM согласно IEC 61850. Сообщения о тревоге и событии регистрируются и доступны по стандарту службы журнала IEC 61850.
Функция регистрации неисправностей может регистрировать токи, напряжения, сигналы запуска и отключения защиты, состояния первичного оборудования и рабочие параметры и т. Д. Можно регистрировать как необработанные мгновенные значения, так и вычисленные расчетные параметры, такие как значения RMS. Производительности и разрешения функции записи достаточно для записи переходных процессов, таких как короткие замыкания на контролируемом оборудовании.
Также записываются потоки данных с измеренными значениями IEC 61850-9-2 LE (80 отсчетов / цикл и 256 выборок / цикл). Функция обеспечивает доступ к записям в формате COMTRADE в соответствии со стандартом IEC 60255-24: 2013 / IEEE Std. C37.111-2013. Регистратор охватывает все контрольные точки, доступные GOOSE и Sampled Values на подстанции.
Кроме того, формат COMTRADE был расширен, чтобы обеспечить хранение информации о качестве атрибутов данных IEC 61850.
5. Функция локатора неисправностей
Эта функция обнаруживает места повреждения на обеих линиях электропередач 110 кВ. Одномерные измерения используются с целевой ошибкой менее 5% длины линии.
6. Функция контроля качества электроэнергии
Мониторинг и анализ качества электроэнергии согласованы с международными стандартами IEC 61000-4-30 и IEC 61000-4-7, хотя есть некоторые различия. Контроль качества электроэнергии осуществляется на всех четырех шинах системы 10 кВ для соответствия требованиям проекта.
Система PAC предоставляет следующие параметры:
- Отклонение частоты,
- Положительные и отрицательные отклонения напряжения,
- Устойчивое отклонение напряжения,
- Провалы напряжения, перебои и перенапряжения,
- Токовые и напряжения гармоники до 50-го порядка,
- Суммарное гармоническое искажение подгруппы (до 50-го порядка) для напряжения и тока,
- Групповые межгармонические искажения (до 50-го порядка) для напряжения и тока,
- Общее межгармоническое искажение (до 50-го порядка) по центру и подгруппе для напряжения и тока,
- RMS гармонические компоненты (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
- RMS гармоническая подгруппа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
- RMS-интергармоническая группа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
- RMS-интергармоническая центрированная подгруппа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
- Положительные, отрицательные и нулевые последовательности,
- Коэффициент дисбаланса напряжения нулевой последовательности,
- Коэффициент дисбаланса напряжения отрицательной последовательности и
- Мощность последовательности
Программная архитектура архитектуры PAC
Ядром разработанного PACS является программный пакет iSAS, который позволяет свободно решать, где и как разместить определенную функцию. ISAS не зависит от используемого оборудования и предоставляет возможность распределять функциональные модули среди доступных вычислительных платформ.
Следовательно, логическая структура системы не зависит от ее физической реализации, и обе они согласованы по своим правилам, учитывая их собственные требования.
Были проведены исследования по оптимизации, чтобы определить наиболее подходящую и эффективную физическую структуру системы для этой конкретной подстанции. Процедура оптимизации использовалась для постепенного приближения к желаемым значениям показателей качества системы, начиная с простейшей и дешевой структуры, обеспечивающей работоспособность системы в требуемых функциональных возможностях с использованием итеративного подхода.
Простейшая система означает:
- Нет избыточности,
- Максимальная концентрация функций в одном аппаратном обеспечении,
- Нет периодической проверки и тестирования, и
- Нет диагностики.
На каждом следующем шаге алгоритма оптимизации добавляется одна мера улучшения. Мера улучшения выбирается из списка, который был оценен по эффективности затрат. В начале используются меры с наивысшим рейтингом эффективности. Доступность функций PAC и максимальная доступная скорость ремонта были применены в качестве показателей качества системы. Нормативные значения системных метрик были взяты из обычной системы PAC одной и той же подстанции.
Были учтены требования заказчика, такие как установка учета доходов и функциональность PQ на выделенный сервер с отдельным шкафом. Исследования оптимизации привели к структуре системы, показанной на рисунке 1 выше.
Ссылка // Централизованная защита и контроль подстанций - Комитет по ретрансляции IEEE PES / Power System (Отчет Рабочей группы K15 Подкомитета по защите подстанций)