Стан і тенденції розвитку комплексної автоматизації підстанцій

Підстанція є незамінною і важливою ланкою в енергосистемі. Він відповідає за важкі завдання перетворення та перерозподілу електроенергії та відіграє вирішальну роль в економічній роботі електромережі. Щоб підвищити стабільний рівень роботи підстанцій, зменшити витрати на експлуатацію та технічне обслуговування, підвищити економічні вигоди та забезпечити споживачам високоякісні послуги електроенергії, почали з’являтися та широко використовуватися комплексні технології автоматизації підстанцій.

Комплексна автоматизація підстанції полягає у застосуванні комп’ютерної техніки та сучасних комунікаційних технологій до вторинного обладнання підстанції (включаючи пристрої керування, сигналізації, вимірювання, захисту, пристрої автоматики та дистанційного керування тощо), а також здійснення автоматичного моніторингу та вимірювання підстанції через функціональне поєднання та оптимізований контроль і координація дизайну, а також комплексні системи автоматизації, такі як диспетчерський зв'язок. Реалізація комплексної автоматизації підстанцій може підвищити економічний рівень експлуатації електромережі, зменшити інвестиції в інфраструктуру та забезпечити засоби для сприяння необслуговуваним підстанціям. Швидкий розвиток комп’ютерних технологій, інформаційних технологій та мережевих технологій призвів до розвитку комплексної технології автоматизації підстанцій. В останні роки з розвитком цифрових електричних вимірювальних систем (таких як фотоелектричні трансформатори або електронні трансформатори), інтелектуального електрообладнання та відповідних комунікаційних технологій, інтегрована система автоматизації підстанцій рухається до цифровізації.

I. Основні функції комплексної автоматизованої системи підстанції

Основні функції комплексної системи автоматизації підстанції відображаються у функціях наступних шести підсистем:

1. Підсистема моніторингу;

2. Підсистема релейного захисту;

3. Підсистема комплексного керування напругою та реактивною потужністю;

4. Підсистема керування розвантаженням низькочастотного навантаження енергосистеми;

5. Підсистема керування автоматичним перемиканням резервного електропостачання;

6. Підсистема зв'язку.

Ця частина є відносно насиченою за змістом, і є багато документів, які детально пояснюють її, тому ця стаття не буде вдаватися в подробиці.

II. Традиційна система автоматизації підстанції

1. Структура системи

В даний час структури інтегрованих систем автоматизації підстанцій в країні і за кордоном класифікуються на наступні три типи на основі конструктивних ідей [1]:

(1) Централізований

Використовуйте комп’ютери різних класів для розширення схем периферійного інтерфейсу, централізованого збору аналогової, комутаційної та цифрової інформації про підстанцію, виконання централізованої обробки та обчислень, а також повного моніторингу мікрокомп’ютера, захисту мікрокомп’ютера та деяких функцій автоматичного керування. Його характеристики такі: високі вимоги до продуктивності комп’ютера, низька масштабованість і ремонтопридатність, підходить для середніх і малих підстанцій.

(2) Розподілений

Розділені відповідно до контрольованих об’єктів або системних функцій підстанції, кілька ЦП працюють паралельно, а мережева технологія або послідовні методи використовуються для реалізації передачі даних між ЦП. Розподілену систему легко розширювати та підтримувати, а локальні збої не впливають на нормальну роботу інших модулів. Цей режим можна використовувати для централізованого групування екранів або групування розділених екранів під час встановлення.

(3) Децентралізований розподіл

Кожен блок збору даних, блок керування (блок вводу/виводу) і блок захисту на рівні приєднання встановлюються локально на розподільній шафі або поблизу іншого обладнання. Кожен блок є незалежним один від одного і пов’язаний лише між собою через мережу зв’язку та підключений до основного блоку вимірювання та керування на рівні підстанції. спілкування. Функції, які можна виконати на рівні приєднання, не залежать від мережі зв’язку, наприклад функції захисту. Мережа зв’язку зазвичай являє собою оптичне волокно або виту пару, яка максимально стискає вторинне обладнання та вторинні кабелі, заощаджуючи інженерні інвестиції в будівництво. Установка може бути або розосереджена в кожному відсіку, або це може бути централізоване чи ієрархічне групування екранів у диспетчерській. Також може бути, що одна частина знаходиться в диспетчерській, а інша частина розкидана по розподільній шафі.

2.Існуючі проблеми

Інтегрована система автоматизації підстанції досягла хороших результатів застосування, але також є недоліки, які в основному відображені в: 1. Обмін інформацією між первинною та вторинною мережами все ще продовжує традиційний режим кабельної проводки, що є високою вартістю та незручним у будівництві та обслуговуванні; 2. Вторинна частина збору даних значною мірою повторюється, що витрачає ресурси; 3. Стандартизація інформації є недостатньою, обмін інформацією низький, декілька систем співіснують, а взаємозв’язок між пристроями та між пристроями та системами є складним, утворюючи інформаційні острови та ускладнюючи всебічне застосування інформації; 4. Коли трапляється аварія, з’являється велика кількість інформації про тривогу про події без ефективного механізму фільтрації, що перешкоджає правильному оцінюванню несправності черговими операторами.

III. Цифрова підстанція

Цифрові підстанції є наступним етапом розвитку автоматизації підстанцій. У «Плані науково-технічного розвитку «Одинадцятої п’ятирічки» Електромережевої компанії» чітко зазначено, що в період «одинадцятої п’ятирічки» будуть вивчатися цифрові підстанції та будуватися демонстраційні станції. 2, а там на даний момент цифрові підстанції. Завершено та введено в експлуатацію, наприклад, цифрову підстанцію Fuzhou Convention and Exhibition Transformation 110 кВ.

1. Поняття цифрової підстанції

Цифрова підстанція – це підстанція, в якій процеси збору, передачі, обробки та виведення інформації повністю цифрові. Його основними характеристиками є інтелектуальне обладнання, мережа зв'язку, автоматизована робота та управління.

Цифрові підстанції мають такі основні характеристики:

(1) Інтелектуальне первинне обладнання

Інтелектуальне первинне обладнання, таке як електронні трансформатори та інтелектуальні комутатори (або традиційні комутатори з інтелектуальними терміналами), що використовують цифровий вихід. Первинний пристрій і вторинний пристрій обмінюються значеннями вибірки, величинами стану, командами керування та іншою інформацією через передачу цифрово закодованої інформації по оптоволокну.

(2) Мережа вторинного обладнання

Мережа зв’язку використовується для обміну інформацією, такою як аналогові значення, значення перемикання та команди керування між вторинними пристроями, а кабелі керування усуваються.

(3) Автоматизація системи управління операціями

Системи автоматизації, такі як автоматичні системи аналізу несправностей, системи моніторингу стану обладнання та запрограмовані системи керування, повинні бути включені, щоб покращити рівень автоматизації та зменшити складність і навантаження на експлуатацію та технічне обслуговування.

2. Основні технічні характеристики цифрових підстанцій

(1) Оцифровка збору даних

Основною ознакою цифрової підстанції є використання цифрових електричних вимірювальних систем (таких як фотоелектричні трансформатори або електронні трансформатори) для збору електричних параметрів, таких як струм і напруга 3, щоб досягти ефективної електричної ізоляції первинної та вторинної систем і підвищити динамічність діапазон вимірювання електричних величин і покращує точність вимірювань, забезпечуючи таким чином основу для реалізації переходу від резервування традиційних пристроїв підстанції до резервування інформації та застосування інтеграції інформації.

(2) Ієрархічний розподіл системи

Розвиток систем автоматизації підстанцій пережив перехід від централізованих до розподілених. Більшість ієрархічних розподілених систем автоматизації підстанцій другого покоління використовують розвинену мережеву комунікаційну технологію та відкриті протоколи взаємозв’язку, які можуть більш повно записувати інформацію про обладнання та значно підвищити швидкість реакції системи. Структуру системи автоматизації цифрової підстанції можна фізично розділити на дві категорії, а саме інтелектуальне первинне обладнання та мережеве вторинне обладнання; з точки зору логічної структури, його можна розділити на «рівень процесу» та «рівень приєднання» відповідно до визначення стандарту зв’язку IEC61850. "," рівень керування станцією" три рівні. Високошвидкісний мережевий зв'язок використовується всередині та між кожним рівнем.

(3) Мережа інформаційної взаємодії та інтеграція інформаційних додатків

Цифрові підстанції використовують нові цифрові трансформатори малої потужності замість звичайних трансформаторів для безпосереднього перетворення високої напруги та сильного струму в цифрові сигнали. Обмін інформацією відбувається між пристроями на сайті через високошвидкісні мережі. Вторинні пристрої не мають інтерфейсів вводу/виводу з повторюваними функціями. Звичайні функціональні пристрої стають логічними функціональними модулями для досягнення спільного використання даних і ресурсів. На даний момент стандарт IEC61850 визнано міжнародним стандартом зв’язку автоматизації підстанцій.

Крім того, цифрова підстанція об’єднує інформацію та оптимізує функції оригінальних розсіяних вторинних системних пристроїв, тому вона може ефективно уникнути дублювання конфігурацій апаратного забезпечення в системах моніторингу, керування, захисту, реєстрації несправностей, вимірювання та вимірювання проблем звичайних підстанцій, таких як оскільки виникає відсутність обміну інформацією та високі інвестиційні витрати.

(4) Інтелектуальна робота обладнання

Нова вторинна система високовольтного автоматичного вимикача встановлена ​​за допомогою мікрокомп’ютерів, технологій силової електроніки та нових датчиків. Інтелект системи автоматичного вимикача реалізується вторинною системою, керованою мікрокомп’ютером, IED і відповідним інтелектуальним програмним забезпеченням. Можна передавати команди захисту та управління. Волоконно-оптична мережа досягає системи вторинного контуру нетрадиційної підстанції, забезпечуючи цифровий інтерфейс із механізмом керування вимикачем.

(5) Статус технічного обслуговування обладнання

На цифрових підстанціях дані про робочий стан електромережі та інформацію про несправності та дії різних пристроїв IED можуть бути ефективно отримані для досягнення ефективного моніторингу роботи та стану сигнального контуру. На цифрових підстанціях практично немає неконтрольованих функціональних вузлів, відсутні сліпі зони в зборі характеристик стану обладнання. Стратегію технічного обслуговування обладнання можна змінити з «регулярного технічного обслуговування» традиційного обладнання підстанції на «умовне технічне обслуговування», таким чином значно покращуючи доступність системи.

(6) Принцип вимірювання LPCT і зовнішній вигляд приладу перевірки

Як згадувалося раніше, LPCT насправді є електромагнітним трансформатором струму з низькою потужністю. У стандарті IEC це вказано як форма реалізації електронного трансформатора струму, що представляє собою електромагнітний трансформатор струму. Напрямок розвитку з широкими перспективами застосування. Оскільки вихідний сигнал LPCT зазвичай подається безпосередньо на електронні схеми, вторинне навантаження відносно невелике; його серцевина, як правило, виготовлена ​​з матеріалів із високою магнітною проникністю, таких як мікрокристалічний сплав, і точність вимірювання може бути досягнута меншим поперечним перерізом серцевини (розміром серцевини). вимоги.

(7) Ущільнення структури системи та стандартизація моделювання

Цифрова електрична вимірювальна система має характеристики невеликого розміру та легкої ваги. Його можна інтегрувати в інтелектуальну систему розподільного пристрою, а функціональну комбінацію та компонування обладнання можна оптимізувати відповідно до концепції дизайну мехатроніки підстанції. У високовольтних і надвисоковольтних підстанціях блоки вводу/виводу пристроїв захисту, вимірювальних і контрольних пристроїв, реєстраторів несправностей та інших автоматичних пристроїв є частиною первинного інтелектуального обладнання, реалізуючи близьку до процесу конструкцію IED; на підстанціях середньої та низької напруги Пристрої захисту та контролю можуть бути мініатюрними, компактними та повністю встановленими на розподільній шафі.

IEC61850 встановлює стандарт моделювання для енергетичних систем і визначає уніфіковану стандартну інформаційну модель і модель обміну інформацією для систем автоматизації підстанцій. Його значення в основному відображається в реалізації сумісності інтелектуальних пристроїв, реалізації обміну інформацією на підстанціях і спрощенні обслуговування системи, конфігурації та реалізації проекту.

3. Стандарт IEC61850

IEC61850 — це серія стандартів для «Мереж і систем зв’язку підстанцій», розроблених робочою групою TC57 Міжнародної електротехнічної комісії. Це міжнародний стандарт для систем автоматизації підстанцій на основі мережевих комунікаційних платформ. Це також стане стандартом для енергосистем від диспетчерських центрів до підстанцій, усередині підстанцій і систем розподілу. Також очікується, що комунікаційний стандарт для безперебійного підключення електричної автоматизації стане промисловим стандартом комунікаційного зв’язку для універсальної мережевої комунікаційної платформи.

У порівнянні з традиційною системою протоколу зв’язку технічно IEC61850 має наступні видатні особливості: 1. Використовує технологію об’єктно-орієнтованого моделювання; 2. Використовувати розподілені та багатошарові системи; 3. Використовувати абстрактний комунікаційний інтерфейс (ACSI) і технологію SCSM відображення спеціальних комунікаційних сервісів; 4 використовує технологію MMS (Manufacture Message Specification); 5 має взаємодію; 6 має орієнтовану на майбутнє відкриту архітектуру.

VI. Висновок

Застосування систем автоматизації підстанцій у нашій країні досягло значних результатів і відіграє важливу роль у підвищенні економічного рівня експлуатації електромережі. В даний час з постійним розвитком нових технологій з'являються цифрові підстанції. Порівняно з традиційними підстанціями цифрові підстанції мають такі переваги: ​​зменшення вторинної проводки, підвищення точності вимірювань, підвищення надійності передачі сигналу, уникнення таких проблем, як електромагнітна сумісність, перенапруга в передачах і двоточкове заземлення, викликане кабелями, і вирішення проблем між обладнанням. Питання сумісності, різні функції підстанції можуть спільно використовувати єдину інформаційну платформу, уникаючи дублювання обладнання та подальшого підвищення рівня автоматизованої роботи та управління. Цифрова підстанція – напрямок розвитку технології автоматизації підстанцій.

Weshine Electric Manufacturing Co., Ltd.