На рис. 3.1 приведена типовая структура автоматизированной подстанции. В нее включены интеллектуальные электронные устройства (IEDs) для выполнения всех функций, параллельная связь IEDs с первичным оборудованием, последовательная связь IEDs с устройством подстанции и человеко-машинным интерфейсом (HMI) подстанции, а также последовательная связь через устройство связи (ComU) с сетевым центром управления (NCC). IEDs включают в себя устройства защиты (PUs), устройства управления (CUs), объединенные устройства управления и защиты (C/Ps) и устройство подстанции (SUs).
Рис.3.1 – Структура автоматизированной подстанции
Функции на уровне фидеров – это оборудование для защиты, управления линией, запись повреждений, получение общих данных и синхронизация по времени. Функции на уровне подстанции – это оборудование для связи с удаленным NCC, связь с оборудованием линии, человеко-машинный интерфейс общеподстанционного уровня, обработка событий и сигналов тревог, контроль, оценка данных, их архивирование и контроль состояния.
ЗАЩИТА
Все требуемые функции защиты (линии, трансформатора, генератора, шины) выполняются в устройствах защиты (PU). Примеры защит:
• дистанционная защита;
• токовая защита;
• дифференциальная защита;
• защита шин;
• защита от отказа выключателя.
УПРАВЛЕНИЕ
Функции управления выполняются устройствами управления (CUs), объединенными устройствами управления и защиты (C/P's) и/или устройствами подстанции (SU).
Основные функции управления:
• управление выключателем (СВ);
• управление разъединителем;
• управление заземлителем;
• управление РПН;
• блокировки;
• проверка синхронизма (SC) перед включением выключателя;
• связь с NСС.
Расширенные функции управления:
• последовательность коммутаций;
• автоматическая изоляция поврежденных секций;
• автоматическая смена шин;
• интеллектуальное АПВ;
• перераспределение нагрузки между линиями;
• интеллектуальный сброс нагрузки;
• интеллектуальное восстановление мощности.
Функции управления на уровне подстанции:
• блокировки;
• синхронизации на уровне подстанции;
• сохранение информации на уровне подстанции;
• сбор записей с файлами о повреждениях;
• анализ и диагностика.
УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Трансформаторы тока и напряжения, подключаемые к устройствам тока и напряжения, не обладают достаточной точностью для целей учета электроэнергии. Поэтому измерительная система, предназначенная для учета электроэнергии, обычно является независимой, она подключается к независимым измерительным кернам трансформаторов тока и напряжения и обслуживается отдельной группой людей.
КОНТРОЛЬ
Основные функции контроля:
• индикация состояния распределительных устройств;
• измерения;
• лист событий;
• лист сигналов тревог и др.
Расширенные функции контроля:
• записи повреждений, обусловленных короткими замыканиями;
• записи нарушений нормального режима работы;
• кривые тенденций;
• обработка измерений и т.п.
АНАЛИЗ И ДИАГНОСТИКА
Еще одним важным преимуществом автоматизированных систем является возможность создания интеллектуальной информации, т.е. информации для анализа и диагностики оборудования подстанции.
Примеры функций анализа и диагностики:
• подавление несущественных сигналов тревог;
• анализ аварий, повреждений;
• автоматически создаваемые отчеты об авариях, повреждениях;
• анализ последовательности событий;
• статистика сигналов тревог (например, от фидера);
• автоматическая оценка нарушений нормального режима работы;
• мониторинг режима.
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА УПРАВЛЕНИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЯ НА УРОВНЕ ПОДСТАНЦИИ
Интеллектуальные подстанционные устройства защиты и управления следят за состоянием подстанции. Эти данные быстродоступны и могут быть использованы для интеллектуального управления и послеаварийного возобновления работы.
Применение автоматизированных систем позволяет улучшить следующие функции:
• четкое отражение состояния подстанции (подстанция в порядке, начальная стадия отказа, возникшее повреждение и т.д.);
• прогнозирование текущего обслуживания (немедленно, на следующей неделе);
• автоматический сброс нагрузки.
Пример функций поддержки интеллектуального восстановления:
• четкое обозначение неисправного прибора, секции;
• достоверная оценка истории повреждений;
• инструкция по управлению оборудованием;
• автоматическое переключение линии с поврежденной шины на неповрежденную;
• программы автоматического восстановления мощности.
АВТОМАТИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Автоматическая документация требуется для учета изменений на подстанции, при модернизации оборудования, а также при выполнении любых других работ.
Изменения на подстанции и модернизация. Автоматизированные системы требуют частичных изменений, модернизации или расширения. В современных системах такие действия выполняются на уровне подстанции, откуда данные загружаются в IEDs, и все изменения, производимые на уровне подстанции, могут быть автоматически запротоколированы.
Действия на подстанции. Современные автоматизированные системы автоматически записывают все рабочие действия, переключения, а также изменения, производимые на подстанции.
Примеры действий, которые автоматически записываются и сохраняются:
• состояние оборудования;
• события, сигналы тревог, предельные значения величин;
• проверка достоверности;
• все переключения (выключатели, разъединители, РПН, блокировки, фиксирующие элементы);
• рабочие значения (среднее за 15 мин, тенденции);
• последовательность переключений;
• АПВ;
• записи коротких замыканий или нарушений нормального режима;
• выделенные события;
• рабочие характеристики (например, время включения выключателей, сроки службы изоляторов).
НАДЕЖНАЯ И БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Одним из наиболее важных качеств современных автоматизированных систем является выполнение таких требований, как надежность и безопасность эксплуатации. Вероятность выполнения неверной команды крайне мала.
Все действия, блокировки, например проверки достоверности, выполняются настолько близко к процессу, насколько это возможно. Устройство станции записывает все действия.
Отказы подстанционного устройства или системы связи, которые соответствуют требованиям, предъявляемым к таким системам, не должны приводить к неверной работе оборудования.
МНОГОКРАТНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ
Все доступные данные сохраняются в автоматизированной системе и обычно могут быть использованы для дальнейшей обработки любым устройством.
Пример: токи и напряжения дискретизируются в АЦП. Дискретные данные используются для:
• защиты;
• контроля нагрузки;
• отображения рабочих значений;
• записи повреждений;
• отчетов;
• оценки;
• контроля предельных значений величин.
ТИПОВАЯ СТРУКТУРА АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ПОДСТАНЦИИ БУДУЩЕГО
Типовая структура автоматизированной подстанции будущего представлена на рис. 3.2. В ее состав входят следующие элементы:
• интеллектуальные электронные устройства (IEDs) для выполнения всех функций;
• местное соединение (LAN) между IEDs и первичным оборудованием либо жесткая связь (ТТ и ТН, выключатели, разъединители и т.п.);
• местное соединение (LAN) между IED и устройством станции и HMI станции;
• местное (LAN) либо через ComU соединение с сетевым центром управления (NCC).
Рис. 3.2 – Структура автоматизированной подстанции будущнго
Оборудование на уровне линии представляет собой устройства:
• защиты;
• управления;
• записи повреждений;
• сбора данных.
Оборудование на уровне подстанции включает в себя:
• связь с удаленным NCC;
• связь с оборудованием уровня линий;
• HMI уровня подстанции;
• обработку событий и сигналов тревог;
• оценку данных и архивирование;
• контроль состояния;
• синхронизацию по времени.
ФУНКЦИОНАЛЬНОЕ СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Сравним функции, доступные в настоящее время, а также тех, которые станут доступны в будущем при использовании шины IEC 61850.
Традиционная технология (действующие подстанции):
• вторичные цепи между всеми элементами оборудования (первичными и вторичными);
• удаленный терминал (RTU) для дистанционного управления (с существующим NCC протоколом).
Современная технология:
• вторичные цепи между первичным оборудованием и IED;
• последовательное соединение вторичного оборудования с использованием подстанции с соответствующими протоколами управления IEC 60870-5-103 или DNP 3 (в основном в США);
• последовательная связь с NCC (с существующим NCC протоколом).
Технология будущего с IEC 61850:
• вторичные цепи между первичным оборудованием и IED или LAN-соединение между IED и нетрадиционными U/I датчиками;
• LAN-соединение между вторичным оборудованием и устройством подстанции, например подстанционная шина согласно IEC 61850 для защиты и управления;
• последовательная связь с NCC.
Выводы
1. В настоящее время возможно выполнение всех функций защиты и управления на подстанции. Интеграция оборудования разных производителей с разным набором функций может быть обеспечена с помощью стандарта IEC 61850.
2.Значительное улучшение выполнения функций будет достигнуто в основном в области релейной защиты, диагностики первичного и вторичного оборудования и средств инжиниринга.
В настоящее время большинство систем для автоматизации подстанций (SAS), разрабатываемых производителями и используемых предприятиями, имеют сходную физическую архитектуру. Однако имеются и некоторые различия. С точки зрения предприятий условия функционирования, надежность работы и стратегия технического обслуживания могут существенно различаться, что сильно влияет на выбор проекта системы автоматизации подстанции.
