Функции автоматизации подстанции
Автоматизация подстанций включает в себя развертывание операционных функций и приложений подстанции и фидера, начиная от SCADA и обработки сигналов тревоги, до интегрированного управления вольт-var, чтобы оптимизировать управление капитальными активами и повысить эффективность эксплуатации и обслуживания при минимальном вмешательстве человека.
Зачем автоматизировать подстанции? Что вы получаете? - Применение функций и приложений автоматизации и защиты подстанций (на фото: панель управления и защиты 115 кВ)
Очевидно, что автоматизация подстанций реализована для сокращения вмешательства человека и повышения эффективности работы системы.
Оптимизация активов и сокращение операционных расходов в долгосрочной перспективе добавили преимущества автоматизации подстанции.
Распределение SCADA будет иметь такие основные функции, как мониторинг и управление, создание отчетов и хранение исторических данных, а также несколько функций для специального применения в схеме автоматизации подстанции.
В следующих разделах будут рассмотрены функции приложения.
- Интегрированные функции защиты: традиционный подход и подход на основе ИЭУ
- Функции автоматизации:
- Интеллектуальное восстановление шины и автоматическое восстановление нагрузки
- Сепарационная линия
Как работают секционирующие инструменты?
- Адаптивная ретрансляция
- Мониторинг состояния оборудования (ECM)
- Функции приложения уровня предприятия:
- Анализ помех
- Интеллектуальная обработка сигналов
- Мониторинг качества электроэнергии
- Мониторинг оборудования в режиме реального времени
1. Интегрированные функции защиты: традиционный подход и подход на основе ИЭУ
В традиционном подходе реле имели жесткие входные сигналы от измерительных трансформаторов, а от реле, проводники передавали сигналы отключения на автоматические выключатели, как показано на рисунке 1.
Рисунок 1 - Защита через жесткую проводку и (b) защиту через LAN
В современном подходе, основанном на ИЭУ, информация от измерительных трансформаторов будет достигать реле IED реле через ЛВС, информация об обмене реле через ЛВС и при этом, когда шина процесса станет реальностью, автоматические выключатели получат сигналы отключения через общий объект- (GOOSE), перемещающееся по шине процесса, как показано на рисунке 1b.
В случае отказа выключателя, в традиционной схеме проводки защиты, проводная проводка будет передавать сигнал отключения на схему защиты от резервного копирования, как показано на рисунке 2a.
С другой стороны, в современной схеме защиты резервная защита запускается через ЛВС, как показано на рисунке 2b, что значительно упрощает проводку и также использует альтернативные пути.
Рисунок 2 - (a) Защита посредством жесткой проводки и (b) защита посредством обмена сообщениями GOOSE с использованием локальных сетей.
Могут быть реализованы функции защиты, такие как автоматическое повторное включение и дифференциальные схемы шины, а также сбой в работе выключателя.
Преимущество заключается в том, что отдельные защитные реле можно избежать, и, таким образом, достигается улучшение производительности и повышение надежности.
Вернуться к содержанию ↑
2. Функции автоматизации
Функции приложения автоматизации подстанции включают в себя интеллектуальный переход шины, автоматическое восстановление нагрузки, адаптивную ретрансляцию и мониторинг состояния оборудования, которые поясняются в следующих разделах.
2.1 Интеллектуальная перегрузка шины и автоматическое восстановление нагрузки
Эта схема обычно используется в распределительной подстанции, где имеются два трансформатора и нормально открытый шинный выключатель.
Когда трансформатор на подстанции выходит из строя, простая схема аварийного переключения шины передает нагрузку на здоровый трансформатор на подстанции, что может привести к перегрузке здорового трансформатора и привести к другому сбою.
Следовательно, в некоторых случаях схемы отказоустойчивости шины были отключены.
Емкость подстанции ограничена нагрузкой (перегрузкой), которую можно переносить с помощью здорового трансформатора. Однако в схеме перехода на интеллектуальную шину система автоматизации подстанции гарантирует, что здоровый трансформатор не будет перегружен.
Это может быть сделано путем временного отключения одного или нескольких выходных фидеров. Эти фидеры могут поставляться со смежной подстанции, закрывая галстук-переключатель, и сбой в нагрузке может быть сведен к минимуму.
Преимущество этой схемы заключается прежде всего в повышении надежности, поскольку передача нагрузки выполняется как можно быстрее. Длительность отключения может быть уменьшена с 30 минут до 1 мин. Эта схема также позволяет улучшить использование оборудования.
«Интеллектуальная» передача нагрузки позволит более высокую нагрузку при нормальных условиях, так как емкость подстанции ограничена объемом нагрузки, которую можно переносить в соответствии с одной непредвиденной ситуацией, например, сбой трансформатора.
Рисунок 3 - Интеллектуальная демонстрация отказа шины
На рисунке 3 показана неисправность трансформатора B. Автоматические выключатели 1 и 2 будут отключать и изолировать трансформатор В, а автоматический выключатель 3 будет закрыт для передачи нагрузки на трансформатор А, который будет перегружен и может потерять нагрузку, открыв автоматический выключатель 4.
Однако нагрузка может быть впоследствии перенесена путем автоматического соединения линии с соседней подстанцией путем замыкания выключателя 5.
Вернуться к содержанию ↑
2.2 Секционирование секционирования
Распределительные подстанции часто отключаются от линии питания без защиты от бокового размыкателя. Это создает проблему, и значительная нагрузка может выйти из строя до прибытия полевого экипажа.
Целями этой схемы являются выявление неисправного участка питающей линии, выделение неисправного участка и восстановление питания подстанций, питаемых от неисправной секции питающей линии.
Преимущество заключается в том, что повышение надежности, так как обслуживание подстанций без питания может быть восстановлено как можно быстрее. Продолжительность отключения сокращается с 30 до 1 или 2 мин.
Вернуться к содержанию ↑
Как работают секционирующие инструменты?
Около 80% неисправностей в воздушных линиях среднего напряжения имеют временный характер и, следовательно, часто самоочищающиеся. Чтобы восстановить питание для неисправного фидера после отключения линии, используются различные схемы автоматического повторного включения.
В случае, если на фидер влияет несовместимый тип сбоя, многие клиенты пострадали от длительного перерыва в поставке после нескольких неудачных попыток автоматического повторного закрытия. Если фактический отказ близок к концу фидера, клиенты, расположенные ближе к подстанции, могут быть поставлены, если неисправная секция фидера может быть изолирована.
Для таких случаев оптимальным решением могут быть автоматизированные секционирующие машины.
Когда секционализатор оснащен механизмом управления двигателем, измерительными трансформаторами (или датчиками) и локальными элементами управления и контроля, секционализатор становится так называемым автоматическим секционированием. С помощью автоматизированного секционирующего устройства можно создавать дискриминационные схемы изоляции. Автоматизированный секционализатор работает по согласованию с перегрузочными устройствами с восходящим потоком, используя периоды обесточивания во время схемы автоматического повторного включения для работы и изоляции дефектных секций.
Автоматизированный секционализатор подсчитывает попытки повторного включения, выполненные восходящим устройством, например, повторный выключатель на восходящей подстанции, и после предварительно выбранного количества попыток он автоматически открывается в течение периода обесточивания последовательности автоматического повторного включения.
На следующей диаграмме показан простой радиальный питатель с использованием функциональности автоматизированного секционирующего устройства вместе со схемой автоматического повторного включения автоматического выключателя для различной изоляции разломов.
Рисунок 4 - Пример использования секционирующих устройств для дискриминационной изоляции разломов в приложении радиального фидера
Когда неисправность появляется в секции воздушной линии над секционирующим устройством, защитная ретрансляция на питающей подстанции и в секционирующем устройстве распознает корпус.
Защитная ретрансляция на подстанции запускает последовательность автоматического повторного включения путем отключения выключателя во время T1. Этот разделитель подтверждает это действие. После заданной временной задержки (T2) автоматический выключатель снова закрывается. Поскольку неисправность не была устранена, автоматический выключатель снова срабатывает после заданной временной задержки T3. Сепаратор начинает свой цикл открытия во время периода обесточивания фидера T4.
Фактическая команда открытия секционирования выдается после заданной временной задержки T5.
После истечения времени задержки T4 схемы автоматического повторного включения секционализатор полностью разомкнут, и автоматический выключатель снова включится, активируя здоровые участки фидера.
Вернуться к содержанию ↑
2.3 Адаптивная ретрансляция
Это очень важно. Адаптивная ретрансляция - это процесс автоматического изменения настроек IED защитных реле на основе системных условий.
Это может оказать большую помощь оператору при возникновении кризиса в системе с отключением основных линий и генераторов.
Функция специальной защиты системы автоматизации подстанции может играть определенную роль, изменяя настройки некоторых реле IED реле.
В качестве примера, в случае отключения критического генератора, линия может сильно загрузиться из-за утечки мощности из других источников. В нормальных условиях это приведет к отключению этой линии, которая может перерасти в чрезвычайную ситуацию. Мастер в центре управления обнаружит поездку и может сообщить соответствующую систему SA о событии.
Система SA может переключать соответствующие реле на новые настройки для обеспечения требуемой мощности до окончания кризиса, а затем может вернуться к исходным настройкам.
Вернуться к содержанию ↑
2.4 Мониторинг состояния оборудования (ECM)
Многие электростанции использовали ECM для поддержания электрооборудования в верхних рабочих условиях и минимизации количества перерывов.
С ECM параметры работы оборудования автоматически отслеживаются, чтобы обнаружить появление различных ненормальных условий эксплуатации, используя специализированные датчики и диагностические инструменты. Это позволяет персоналу подстанции выполнять своевременные действия, когда это необходимо для повышения надежности и продления срока службы оборудования.
Этот подход наиболее часто применяется к трансформаторам подстанции и высоковольтным электрическим выключателям, чтобы минимизировать затраты на техническое обслуживание этих устройств, устраняя временные рутинные испытания и тем самым экономия значительных затрат на рабочую силу и материалы.
Количество катастрофических сбоев уменьшается за счет сокращения затрат на ремонт и избежания принудительных отключений. Оценка динамического оборудования возможна, благодаря чему можно выжать больше мощности из существующего оборудования, что улучшит доступность.
Таким образом, продлевается срок службы оборудования, и даже продление на год или два может обеспечить значительную экономию.
Устройства контроля ECM включают:
- Образцы растворенного газа в масляном контроле
- Датчики влажности
- Мониторы монитора РПН
- Частичный разряд акустических мониторов
- Втулочные мониторы
- Мониторы прерывания цепи (GIS и OCB)
- Мониторы аккумуляторные
- Экспертные системные анализаторы
ECM является дополнительным преимуществом автоматизации подстанций.
Вернуться к содержанию ↑
3. Функции приложения на уровне предприятия
Как только подстанция будет автоматизирована, существует множество прикладных функций, которые могут быть реализованы на уровне предприятия. Конечный уровень показывает реализацию, относящуюся к коммунальным предприятиям, в таблице 1 ниже.
| Коммунальное предприятие | |
| Уровень III | Функции автоматизации подстанции |
| Уровень II | Интеграция IED |
| Уровень I | Реализация IED |
| Оборудование силовой установки (трансформаторы, выключатели и т. Д.) |
Во-первых, это оборудование силовой системы, такое как трансформаторы, автоматические выключатели и интеллектуальные измерительные трансформаторы и датчики. Первый уровень - это реализация IED, в которой на подстанции установлены разные IED.
Второй уровень - интеграция IED, использующая двустороннюю связь IED. IED от разных поставщиков и с различными функциональными возможностями должны быть интегрированы для формирования единой системы защиты, мониторинга и управления, которая также выполняет ряд других функций, таких как запись и измерение формы сигнала.
После интегрирования IED можно запустить ряд приложений автоматизации подстанций третьего уровня, чтобы эффективно контролировать и контролировать подстанции и связанные с ними функции фидера и автоматизации клиентов в энергосистеме.
Наконец, есть коммунальное предприятие, где может быть реализована интеграция различных центров управления, и можно использовать общий доступ к данным и приложения.
3.1 Анализ помех
Анализ помех является дополнительным преимуществом при реализации ИЭУ, поскольку они обладают неотъемлемыми возможностями записи формы сигнала неисправности, а также средством для временного штампа измеренных рабочих данных.
Эти значения могут использоваться для воссоздания последовательности помех, поскольку время тиснения до уровня миллисекунд или меньше поможет оператору и другому персоналу в полезности оценить ситуацию и предпринять корректирующие действия для следующего нарушения.
Рисунок 6 - Пользовательский интерфейс анализатора помех подстанции
Например, в случае острого участка секции электропитания неисправности, отключение линии, перегрузка и недогрузка, а также отключение генераторов могут происходить быстро. После островов коммунальный персонал должен оценить ситуацию и определить правильную последовательность событий.
Время тимпинга событий, аналоговых или статусных изменений очень помогает утилите воссоздать событие и провести тщательный анализ ситуаций, которые привели к острову. Полученные осциллограммы могут использоваться отделами технического обслуживания и защиты для оценки серьезности ущерба и принятия корректирующих действий.
Визуализация и пользовательский интерфейс могут быть реализованы как клиентское приложение, выполняющее приложение визуализации или пользовательский интерфейс на клиентских компьютерах (рисунок 6).
Прямые уведомления пользователей и отчетов, настроенные и отформатированные для определенных групп пользователей, должны выполняться с использованием всех доступных технологических средств. Дополнительный «интеллект» может быть включен в отчеты, распространяемые на основе приоритетов событий и категории пользователей.
Вернуться к содержанию ↑
3.2 Интеллектуальная обработка сигналов
Интеллектуальная обработка сигналов имеет первостепенное значение в диспетчерской, чтобы помочь оператору путать батарею аварийных сигналов, вызванных событием.
Рисунок 5 - Экран подстанции SCADA, показывающий аварийные сигналы и события (фото: GeniSYS LLC)
Вернуться к содержанию ↑
3.3 Контроль качества электроэнергии
Качество электроэнергии является важным фактором в сегодняшнем сценарии работы энергосистемы по двум причинам. Качество питания ухудшается из-за потока новых силовых электронных устройств, которые обтекают систему гармониками и рябью.
Но качественная мощность является обязательным условием для оптимального функционирования многих устройств, а большое количество производственных мощностей требуют качественной мощности для точного производства.
Система SA с реализованными и интегрированными IED может помочь в мониторинге качества электроэнергии, сообщив о гармоническом содержании в форме сигнала напряжения и общем гармоническом искажении, а также может отправить осциллографическую информацию в центр мониторинга для оценки.
Необходимые корректирующие действия могут быть приняты, и качество электроэнергии может поддерживаться утилитой.
Вернуться к содержанию ↑
3.4 Мониторинг оборудования в режиме реального времени
Мониторинг оборудования в режиме реального времени является ответвлением мониторинга состояния оборудования, обсуждавшегося ранее. Традиционно оборудование электросистемы загружается до номинальной мощности в нормальных условиях, тогда как если оборудование контролируется, загрузка может основываться на реальных условиях, а не на консервативных предположениях.
Например, трансформатор, обнаруженный с «горячей точкой», всегда будет загружен до гораздо более низкого значения из-за страха перед катастрофой. Однако в условиях мониторинга условий трансформатор может быть загружен до более высокого значения, контролируя истинную температуру горячей точки намотки.
Можно получить загрузочную способность, и сообщается, что эта активность может быть достигнута от 5% до 10% дополнительной нагрузки. Следовательно, утилита может выжать больше мощности из существующего оборудования и отложить инвестиции в новое оборудование.
Вернуться к содержанию ↑
Рекомендации //
- Power System Scada и Smart Grids by Mini S. Thomas и John D. McDonald (Покупка печатной копии из Amazon)
- Руководство по автоматизации распространения от ABB
- Автоматизированный анализ неисправностей и нарушений: понимание проблемы конфигурации М. Кезунович, соавтор, IEEE, S. Sternfeld, M. Datta-Barua, член IEEE, Д. Марагал, член IEEE и Т. Попович, старший член IEEE