Полностью цифровая подстанция
Развитие коммуникаций многое сделало для реализации цифровой подстанции, но для реализации полной цифровой подстанции необходимо иметь все в цифровой форме. Несмотря на то что многие технологии защиты, управления и автоматизации подстанций всегда были цифровыми (сигналы отключения, блокировка сигналов и т. Д.), Принципиальные входы питания и тока основной мощности традиционно представлялись в аналоговом виде.
Цифровое преобразование тока и напряжения в современной защите и автоматизации подстанций
Традиционно предлагались масштабированные версии токов и напряжений силовой системы для измерительных приборов, защитных реле и т. Д. Масштабированные версии могут быть легко изготовлены с использованием обычных электрических трансформаторов, хотя разделители конденсаторов могут быть дополнительно использованы для преобразования очень высоких напряжений.
Продолжим обсуждение, следуя тем, которые подходят для подстанций ГИС:
-
-
Обычные и нестандартные трансформаторы приборов (NCIT)
Преимущества NCIT
-
Слияние
Синхронизация времени слияния
- Выводы
-
1. Обычные и нестандартные трансформаторы приборов (NCIT)
Обычные трансформаторы на основе железных сердечников вводят ошибки измерения. Из-за широкого динамического диапазона токовых сигналов на силовых системах трансформаторы тока для защиты нуждаются в больших сердечниках, чтобы избежать насыщения в условиях отказа.
Однако из-за природы материала с магнитным сердечником эти большие сердечники приводят к значительным ошибкам при номинальном токе, что делает их нецелесообразными для целей измерения.
Поэтому необходимо вводить трансформаторы измерительного класса, что приводит к увеличению затрат.
Железный сердечник является источником неточностей из-за необходимости намагничивания сердечника, а также влияния остаточного потока, утечки потока, нагрева вихревого тока и т. Д.
Обычные проводные схемы трансформаторов тока 1А / 5А (КТ) имеют ограничения тепловой перегрузки и увеличивают нагрузку на сердечник по мере увеличения длины проводов на межсайтовых проводах.
Это может ухудшить эффективность защиты, что может привести к необходимости дублирования ТТ. Обычные цепи трансформатора напряжения (VT) могут испытывать явления феррорезонанса, в результате чего возникает тепловой перегрев. Трансформаторы напряжения конденсатора (CVT) могут создавать высокочастотные помехи.
Рисунок 1 - Siemens GIS до отсека коммутационного блока 145 кВ (с обычным измерительным трансформатором)
Техники, которые не требуют железного сердечника обычных преобразователей, могут преодолеть ограничения. В решениях используются разные сенсорные технологии, такие как оптические и катушки Роговского. В практических реализациях технологии требуют сложных решений с использованием цифровых сигнальных процессоров и микропроцессоров в числовых продуктах.
Поскольку такие решения в высшей степени способны поддерживать цифровую связь, логичным шагом является представление численных представлений измеренных величин другим устройствам подстанции через линии связи, а не воспроизведение масштабированных аналоговых сигналов.
Это представление аналоговых величин энергосистемы в виде стандартизированных цифровых сигналов связи является конечным элементом в реализации цифровой подстанции.
Решения, обеспечивающие преобразование сигнала на основе технологии, отличной от трансформаторов на ране, часто упоминаются как нетрадиционные измерительные трансформаторы (NCIT), а устройства, которые обеспечивают стандартизованные цифровые эквиваленты связи сигналов силовой системы, называются
слияния единиц.
Рисунок 2 - Siemens GIS до отсека коммутационного блока 145 кВ (с нетрадиционным измерительным трансформатором)
Технологии NCIT могут основываться на оптических методах или катушках Роговского и преодолевать ограничение трансформаторов с железным сердечником путем доставки:
- Отдельные устройства, обеспечивающие точность измерительного класса с динамическими диапазонами, также способны точно воспроизводить токи повреждения.
- Надежная, повторяемая точность.
- Высокая полоса измерения для номинальной частоты, гармоник и субгармоник.
- Низкая изоляция электрического напряжения - отсутствие преждевременного старения, попадания влаги или риска взрыва.
Кроме того, с меньшим риском взрыва устройства NCIT также являются более безопасными, поскольку они не могут быть «замкнутыми».
Устройство NCIT, основанное на технологии катушек Роговского, показано на рисунке 3 ниже.
Рисунок 3 - Установка катушки Роговского в ГИС (распределительное устройство с газовой изоляцией)
Некоторые пилотные приложения, использующие NCIT (Non Conventional Instrument Transformers), были реализованы во Франции и Великобритании на фактических 245 и 420 кВ ГИС. Эти установки на полевых испытаниях подтвердили характеристики этих современных датчиков, а также надежность комплексной системы защиты и измерения, управляемой прежними применениями МЭК 61850.
Используя реле защиты от разных поставщиков, эти пилоты также доказали перспективы взаимодействия, абсолютно обязательные для конечных пользователей.
Несмотря на зрелость этих технологий, ограничение их использования является реальностью, и некоторые причины могут быть напомнены, чтобы объяснить это.
Можно упомянуть три способа объяснения, и многие работы будут предприняты для преодоления проблем, чтобы начать широкое развертывание в ближайшие годы:
- Принятие технологии,
- Стандартизация интерфейса,
- Методы тестирования.
Рисунок 4 - Просмотр очень компактной трехфазной ГИС с NCIT
Нынешние тенденции касаются большого количества различных технологий и применений таких датчиков, как, например, трансформаторы тока Роговского или оптического типа, электронный или магнитный сердечник для измерения, емкостные трансформаторы напряжения различных технологий, а также требующие высокой спецификации в срок:
«Надежность, доступность и обслуживание».
Вернуться к содержанию ↑
1.1 Преимущества NCIT
Появление нестандартных измерительных трансформаторов (NCIT) в области измерений тока и напряжения обусловлено необходимостью улучшения характеристик.
- Точность по большому диапазону измерения: NCIT производятся последовательно с разбросом, связанным с допусками размеров, который корректируется во время фазы калибровки с использованием параметров, хранящихся в электронной памяти;
- Отсутствие насыщения магнитных цепей в расширенных диапазонах измерений. NCIT характеризуются хорошей линейностью как в нативном состоянии, так и после коррекции;
- Не требуется значительная мощность, иногда требуемая от вторичных блоков обычных КТ и ВТ;
- Более компактный, позволяя новым точкам измерения для более избирательной схемы защиты;
- Коммуникационные решения для предоставления данных на локальные или удаленные системы, принадлежащие производителю энергии и оператору сети T &D;
- Новые эксплуатационные требования в отношении взаимозаменяемости / взаимозаменяемости компонентов цепи;
- Упрощение кабелей: на обычных инструментальных трансформаторах установлено несколько вторичных устройств, а кабели обширны с значительными поперечными сечениями. Эти параметры также приводят к трансформаторам тока и напряжения, которые отличаются от одной станции к другой.
Мы ограничимся здесь напоминанием о более распространенных технологиях NCIT на высоковольтных подстанциях, которые подходят для подстанций ГИС.
Слияющие устройства подают сигналы, такие как напряжения и токи силовой системы, в ИЭУ внутри подстанции, в виде числовых значений, придерживающихся стандартизованных определений.
Использование датчиков NCIT позволило подавать необработанные данные измерений в так называемые слияющие единицы для дальнейшего распространения. Именно эти объединяющие устройства являются одним из основных участников цифровой подстанции, и это будет обсуждаться в следующих параграфах.
Вернуться к содержанию ↑
2. Слияние
Единица слияния (MU) - это интерфейсное устройство, которое принимает в качестве своих входов соединения от датчиков измерительного трансформатора и выполняет обработку сигнала для генерации и распределения потоков выходных выборочных значений.
Таким образом, модуль слияния является шлюзом к данным измерительного трансформатора, поскольку он обладает интеллектом для интерпретации эффектов специализированных физических характеристик датчика измерительного трансформатора и преобразования выходного сигнала в числовое значение, придерживающееся стандартизованных определений для связи с подстанции.
Помимо соединения с технологией NCIT, такой как оптические датчики и катушки Роговского, модули объединения также могут быть предусмотрены в сочетании с традиционной технологией трансформатора, так что на коммуникационных шинах могут быть предусмотрены численные эквиваленты системного тока и напряжения.
Использование слияющих устройств с обычными трансформаторами тока и напряжения позволяет разделить ожидания жизненного цикла первичной и вторичной установки на деблокировку согласно рис. 5.
Рисунок 5 - Отсоединение первичной и вторичной установки с единицами слияния
Ключевые особенности объединяющих устройств:
- Они могут поддерживать обработку сигналов для всех типов трансформаторов, включая обычные и NCIT.
- Они обеспечивают точность аналоговых значений сэмплированного времени.
- Они обеспечивают передачу многоадресной передачи Ethernet с использованием выборочных аналоговых значений через шину процесса.
- Они могут поддерживать подключение Ethernet к шине станции.
- Они имеют собственный контроль самоконтроля датчиков NCIT, а также самого MU.
Соединения с шиной процесса и станционной шиной соответствуют стандарту IEC61850, который представлен ниже в этой главе и показан на рисунке 6.
Рисунок 6 - Расположение единицы слияния (MU) на подстанции
Каждый модуль модулей слияния предлагает обработку сигналов для обеспечения выборочных значений фазных токов (Ia, Ib, Ic), фазных напряжений (Va, Vb, Vc), а также остаточного тока и остаточного напряжения. Сэмплированные кадры значений являются многоадресными через Ethernet, с использованием оптоволоконного или медного Ethernet-соединения. Выходы модулей слияния должны быть точно отпечатаны.
Это требует, чтобы единицы объединения были точно синхронизированы по времени, и это обсуждается в следующем разделе.
Вернуться к содержанию ↑
2.1 Синхронизация времени слияния
Точная синхронизация времени, необходимая для модулей слияния, реализуется так же, как и для синхронизации блоков измерения фазора (PMU).
Синхронизация может быть достигнута благодаря глобальной спутниковой системе позиционирования. Синхронизирующие сигналы могут передаваться по волоконно-оптическим линиям в виде сигналов с одним импульсом (1pps) или по Ethernet в соответствии с IEEE1588.
В 1956 году American Inter Range Instrumentation Group стандартизировала различные форматы временного кода. Они были опубликованы в документе IRIG 104-60. Это было пересмотрено в 1970 году в документе IRIG 104-70 и опубликовано позднее в качестве стандарта IRIG 200-70.
Название формата кода IRIG состоит из одной буквы плюс 3 последующих цифры. Каждая буква или цифра отражает атрибут соответствующего кода IRIG.
В следующих таблицах содержатся значения суффиксов и описания используемых сокращений.
Таблица 1 - Форматы кода последовательного времени
Таблица 1 - Форматы кода последовательного времени
Таблица 2 - Описание суффикса
Таблица 2 - Описание суффикса
Существует множество подмножеств формата IRIG-B. IRIG-B является стандартом для временной синхронизации с использованием 100 PPS. Именно этот аромат был охвачен коммунальной промышленностью для обеспечения обмена информацией в реальном времени между подстанциями.
Для синхронизации времени IED IRIG-B12x обычно используется для модулированных сигналов и IRIG-B00x для демодулированных сигналов.
Сигнал временного кода IRIG-B представляет собой последовательность из двух секундных временных рамок. Каждый кадр разбивается на десять слотов 100 мс следующим образом:
- Временной интервал 1: секунды
- Временной интервал 2: минуты
- Временной интервал 3: Часы
- Временной интервал 4: Дни
- Временные интервалы 5 и 6: функции управления
- Временные интервалы с 7 по 10: прямое двоичное время суток
Первые четыре временных интервала определяют время в двоично-кодированном десятичном значении (BCD). Временные интервалы 5 и 6 используются для функций управления, которые управляют командами удаления и допускают разные группировки данных в строках синхронизации. Временные интервалы 7-10 определяют время в SBS (Straight Binary Second of day).
Каждый кадр начинается с ссылки на позицию и идентификатора позиции. Каждый временной интервал дополнительно разделяется идентификатором позиции 8 мс.
Типичный 1-секундный временной интервал показан на рисунке 7. Если функция управления или временные интервалы SBS не используются, биты, определенные в этих полях, устанавливаются как строка нулей.
Рисунок 7 - Конструкция корпуса IRIG-B
74-битный временной код содержит 30 бит информации о времени года BCD в днях, часах, минутах и секундах, 17 бит SBS, 9 бит для информации года и 18 бит для функций управления.
Код BCD (секундное слово) начинается с индекса 1 с бинарными закодированными битами, встречающимися между битами идентификатора местоположения P0 и P6: 7 в секундах, 7 минут, 6 часов, 10 дней и 9 для информации года между идентификаторами местоположения P5 и P6 для завершения слова BCD.
Маркеры индексов отображаются между десятичными знаками в каждом подслове, чтобы обеспечить разделение для визуального разрешения.
Слово SBS начинается с индекса 80 индекса и находится между идентификаторами местоположения P8 и P0 с битом идентификатора позиции, P9 между 9-м и 10-м кодированными битами SBS. Временной код SBS перерабатывает каждый 24-часовой период. Восемнадцать управляющих битов происходят между идентификаторами местоположения P6 и P8 с идентификатором позиции каждые 10 бит.
Частота кадров составляет 1, 0 секунду с разрешением 10 мс (сдвиг уровня постоянного тока) и 1 мс (модулированный несущий 1 кГц).
При использовании IED, соединенных по Ethernet на шине станции, а также с синхронизированными по времени синхронизируемыми единицами времени многоадресной передачи с аналоговыми дискретизированными значениями через технологическую шину, все строительные блоки для цифровой подстанции.
Уже была подчеркнута необходимость общего понимания между источником и пунктом назначения.
Внедрение стандартных протоколов, таких как Modbus, DNP3 и IEC60870-5-103, в некотором роде открывает двери для общего понимания, но именно введение IEC61850 принесло реальные возможности для взаимодействия и возможностей «plug-and-play» для автоматизация подстанций.
Вернуться к содержанию ↑
3. Выводы
Устройства NCIT, разработанные на основе нескольких различных физических принципов, установленных в рамках пилотных приложений ГИС, получают очень многообещающую обратную связь в контексте, благоприятном для появления этой технологии.
Большое количество промышленных установок, связанных с потребностями роста в развивающихся странах, где напряжение распространяется в основном между 110 и 525 кВ, будет оснащено этой технологией в ближайшем будущем.
Стандартная структура, предлагаемая в соответствии с IEC 61850, является связующим звеном между производителями и операторами. Его легитимность заключается в гарантии устойчивого развития и адгезии, связанной с реальной экономией масштаба, эксплуатационной надежностью и повышенной ремонтопригодностью.
Знание окружающей среды, связанное с обратной связью с опытом и знаниями стандартов и технологий, позволяет предлагать оборудование NCIT, соответствующее требованиям.
Вернуться к содержанию ↑
Рекомендации //
- Руководство по защите сети и автоматизации от Alstom
- Газоизолированное распределительное устройство Тип 8VN1 синий ГИС до 145 кВ, 40 кА, 3150 А от Siemens
- ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ - Испытания технологической шины с использованием ГИС, не являющихся обычными инструментальными трансформаторами Д. ЧАТРЕФУ, JL RAYON и C. LINDNER