Автоматизация энергосистем

Автоматизация энергосистемы – это процесс автоматического управления энергосистемой с помощью контрольно-измерительных приборов и устройств управления. Под автоматизацией подстанции подразумевается использование данных от интеллектуальных электронных устройств (IED), возможностей управления и автоматизации внутри подстанции, а также команд управления от удаленных пользователей для управления устройствами энергосистемы.

Поскольку полная автоматизация подстанции основана на интеграции подстанции, эти термины часто используются как синонимы. Автоматизация энергосистемы включает в себя процессы, связанные с выработкой и доставкой электроэнергии. Мониторинг и контроль систем электроснабжения на подстанции и на опоре уменьшают вероятность отключений и сокращают их продолжительность. IED , протоколы связи и методы связи работают вместе как система для автоматизации энергосистемы.Термин «энергетическая система» описывает совокупность устройств, составляющих физические системы, которые генерируют, передают и распределяют энергию. Термин «система КИПиА» относится к совокупности устройств, которые контролируют, контролируют и защищают энергосистему. Автоматизация многих энергетических систем контролируется SCADA.

Задачи автоматизации

Автоматизация энергосистемы состоит из нескольких задач.

Сбор данных: Сбор данных означает получение или сбор данных. Эти данные собираются в виде измеренных аналоговых значений тока или напряжения, а также разомкнутого или замкнутого состояния точек контакта. Полученные данные могут использоваться локально внутри собирающего их устройства, отправляться на другое устройство на подстанции или отправляться с подстанции в одну или несколько баз данных для использования операторами, инженерами, планировщиками и администрацией.
Надзор: Компьютерные процессы и персонал контролируют или контролируют условия и состояние энергосистемы, используя полученные данные. Операторы и инженеры контролируют информацию удаленно на дисплеях компьютеров и графических настенных дисплеях или локально, на устройстве, на дисплеях передней панели и портативных компьютерах.
Контроль: Под управлением понимается отправка командных сообщений на устройство для управления устройствами СКУ и энергосистемы. Традиционные системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) полагаются на операторов, которые контролируют систему и инициируют команды с консоли оператора на главном компьютере. Полевой персонал также может управлять устройствами с помощью кнопок на передней панели или портативного компьютера.

Кроме того, еще одной задачей является интеграция энергосистемы, которая представляет собой передачу данных между интеллектуальными электронными устройствами в системе контроля и управления и удаленными пользователями, от них или между ними. Интеграция подстанции означает объединение данных от локального ИЭУ с подстанцией так, чтобы на подстанции была единая точка контакта для всех данных СКУ.

Процессы автоматизации энергосистем основаны на сборе данных; надзор за энергосистемой и контроль энергосистемы работают вместе в скоординированном автоматическом режиме. Команды генерируются автоматически, а затем передаются так же, как команды, инициируемые оператором.

Аппаратная структура автоматизации энергосистемы

Система сбора данных

Измерительные трансформаторы с защитными реле используются для измерения напряжения и тока энергосистемы. Они физически подключены к оборудованию энергосистемы и преобразуют фактические сигналы энергосистемы. Преобразователи преобразуют аналоговый выходной сигнал измерительного трансформатора из одной величины в другую или из одного типа значения в другой, например, из переменного тока в постоянное напряжение. Также входные данные снимаются со вспомогательных контактов распределительных устройств и аппаратуры управления энергосистемой.

Основное устройство контрольно-измерительной аппаратуры (КИУ)

Устройства контроля и управления, построенные с использованием микропроцессоров, обычно называют интеллектуальными электронными устройствами (IED). Микропроцессоры — это однокристальные компьютеры, которые позволяют устройствам, в которые они встроены, обрабатывать данные, принимать команды и передавать информацию, как компьютер. В IED-устройствах можно запускать автоматические процессы. Некоторые IED, используемые в автоматизации энергосистем:

Удаленный терминальный блок (RTU): Удаленный терминальный блок — это IED, который может быть установлен в удаленном месте и действует как точка подключения для полевых контактов. Для регистрации каждого контакта и значения датчика используется специальная пара медных проводников. Эти проводники берут начало от устройства энергосистемы, прокладываются в траншеях или подвесных кабельных лотках, а затем подключаются к панелям внутри RTU. RTU может передавать собранные данные на другие устройства и получать данные и команды управления от других устройств. Программируемые пользователем RTU называются «интеллектуальными RTU».
Метр: Измеритель — это интеллектуальное электронное устройство, которое используется для точного измерения значений тока, напряжения и мощности энергосистемы. Значения измерения, такие как потребление и пик, сохраняются в счетчике для создания исторической информации о деятельности энергосистемы.
Цифровой регистратор неисправностей: Цифровой регистратор неисправностей (DFR) — это интеллектуальное электронное устройство, которое записывает информацию о нарушениях в энергосистеме. Он способен хранить данные в цифровом формате при срабатывании условий, обнаруженных в энергосистеме. Гармоники, частота и напряжение являются примерами данных, собираемых DFR.
Программируемый логический контроллер (ПЛК): Программируемый логический контроллер можно запрограммировать для выполнения логического управления. Как и в случае с RTU, выделенная пара медных проводников для каждого контакта и значения датчика подключается к панелям внутри ПЛК. Это похоже на рабочую лошадку, которая работает по команде, данной их хозяином.
Защитное реле: Защитное реле — это интеллектуальное электронное устройство, предназначенное для обнаружения нарушений в энергосистеме и автоматического выполнения управляющих действий в системе контроля и управления и энергосистеме для защиты персонала и оборудования. Реле имеет локальную терминальную нагрузку, поэтому медные проводники каждого контакта не нужно прокладывать к центральной клеммной панели, связанной с RTU.

Управляющие (выходные) устройства

Устройство РПН (LTC): Переключатели ответвлений нагрузки — это устройства, используемые для изменения положения ответвлений на трансформаторах. Эти устройства работают автоматически или могут управляться через другое локальное IED или от удаленного оператора или процесса.
реклоузера Контроллер: Контроллеры реклоузеров дистанционно управляют работой автоматических реклоузеров и выключателей. Эти устройства контролируют и сохраняют состояние энергосистемы и определяют, когда выполнять управляющие действия. Они также принимают команды от удаленного оператора или процесса.

Устройства связи

Коммуникационный процессор: Коммуникационный процессор — это контроллер подстанции, который объединяет функции многих других устройств СКУ в одном ИЭУ. Он имеет множество коммуникационных портов для поддержки нескольких одновременных каналов связи. Коммуникационный процессор выполняет сбор данных и управление другими интеллектуальными электронными устройствами подстанции, а также концентрирует полученные данные для передачи одному или нескольким главным устройствам внутри и за пределами подстанции.

Приложения

Защита от перегрузки по току

Все линии и все электрооборудование должны быть защищены от длительной перегрузки по току . Если причина сверхтока находится поблизости, то этот ток автоматически немедленно прерывается. Но если причина сверхтока находится за пределами локальной зоны, резервная система автоматически отключает все затронутые цепи после подходящей задержки по времени.

Обратите внимание, что отключение, к сожалению, может иметь каскадный эффект, приводя к перегрузке по току в других цепях, которые, следовательно, также должны отключаться автоматически.

Также обратите внимание, что генераторы , которые внезапно потеряли свою нагрузку из-за такой операции защиты, должны будут немедленно автоматически отключиться, и может потребоваться много часов, чтобы восстановить правильный баланс между спросом и предложением в системе, отчасти потому, что должна быть правильная синхронизация. прежде чем можно будет повторно соединить любые две части системы.

Операции повторного включения автоматических выключателей обычно предпринимаются автоматически и часто оказываются успешными, например, во время грозы.

Диспетчерский контроль и сбор данных

Система диспетчерского управления и сбора данных ( SCADA ) передает и получает команды или данные от технологических приборов и оборудования. Элементами энергосистемы, начиная от выключателей на столбах и заканчивая целыми электростанциями, можно управлять удаленно по каналам связи на большие расстояния. дистанционное переключение, телеметрия сетей (показания напряжения, тока, мощности, направления, потребления в кВтч В некоторых энергосистемах применяется и т. д.), даже автоматическая синхронизация.

Оптические волокна

Энергетические компании защищают линии высокого напряжения, постоянно контролируя их. Этот надзор требует передачи информации между силовыми подстанциями , чтобы обеспечить правильную работу и контролировать каждый сигнал тревоги и сбой. Устаревшие телекоммуникационные сети были соединены между собой металлическими проводами, но среда подстанции характеризуется высоким уровнем электромагнитных полей, которые могут нарушить работу медных проводов.

Власти используют схему телезащиты, позволяющую подстанциям связываться друг с другом для выборочной изоляции неисправностей на линиях высокого напряжения , трансформаторах , реакторах и других важных элементах электростанций. Эта функция требует постоянного обмена критически важными данными для обеспечения правильной работы. Чтобы гарантировать работу, телекоммуникационная сеть всегда должна находиться в идеальном состоянии с точки зрения доступности, производительности, качества и задержек.

Первоначально эти сети были сделаны из металлических проводящих сред, однако уязвимость каналов 56–64 кбит/с к электромагнитным помехам , сигнальным контурам заземления и повышению потенциала земли сделала их слишком ненадежными для электроэнергетики. сильные электромагнитные поля, вызванные высокими напряжениями и токами в линиях электропередачи На электрических подстанциях регулярно возникают .

Более того, в условиях неисправности электромагнитные возмущения могут значительно возрасти и нарушить каналы связи, основанные на медных проводах. Надежность линии связи, соединяющей реле защиты, имеет решающее значение и поэтому должна быть устойчивой к воздействиям, возникающим в зонах высокого напряжения, таким как высокочастотная индукция и повышение потенциала земли.

Следовательно, энергетическая отрасль перешла на оптоволокно для соединения различных устройств, установленных на подстанциях. Волоконно-оптические кабели не требуют заземления и невосприимчивы к помехам, вызванным электрическими помехами, что устраняет многие ошибки, обычно возникающие при электрических соединениях. Использование полностью оптических каналов связи от силовых реле до мультиплексоров, как описано в IEEE C37.94, стало стандартом.

Более сложная архитектура схемы защиты подчеркивает концепцию отказоустойчивых сетей. Вместо использования прямого релейного соединения и выделенных оптоволоконных кабелей резервные соединения делают процесс защиты более надежным за счет повышения доступности обмена критически важными данными.

С37.94

IEEE C37.94 , полное название Стандарт IEEE для оптоволоконных интерфейсов N раз 64 килобит в секунду между телезащитой и мультиплексорным оборудованием — это стандарт IEEE , опубликованный в 2002 году, который определяет правила соединения устройств телезащиты и мультиплексоров энергетических компаний. . Стандарт определяет формат кадра данных для оптического соединения и ссылается на стандарты физического разъема для многомодового оптического волокна . Кроме того, он определяет поведение подключенного оборудования при выходе из строя канала, а также временные характеристики и характеристики оптического сигнала .

Системы телезащиты должны очень быстро изолировать неисправности , чтобы предотвратить повреждение сети и перебои в подаче электроэнергии. Комитет IEEE определил C37.94 как программируемый многомодовый оптоволоконный интерфейс nx 64 кбит/с (n=1...12), обеспечивающий прозрачную связь между реле телезащиты и мультиплексорами на расстояниях до 2 км. Чтобы достичь больших расстояний, энергетическая промышленность позже одномодового оптоволокна также внедрила интерфейс .

Стандарт определяет оборудование защиты и связи внутри подстанции с использованием оптических волокон, метод восстановления тактовой частоты, допустимые допуски на джиттер в сигналах, метод физического подключения и действия, которые защитное оборудование должно выполнять при возникновении любых сетевых аномалий и сбоев. происходить. C37.94 уже был реализован многими производителями реле защиты, такими как ABB, SEL, RFL и RAD; и производители тестеров, такие как Net Research (NetProbe 2000), ALBEDO и VEEX. Оборудование телезащиты когда-то предлагало выбор интерфейсов передачи, таких как оптоволоконный интерфейс, совместимый с IEEE C37.94, для передачи по оптоволоконным парам, а также интерфейс G.703 сонаправленный со скоростью 64 кбит/с и интерфейс E1 .

Ссылки

См. также