0

0

0

0

ПС 110/10 кВ с централизованной защитой, системой автоматизации управления

Централизованная защита и контроль подстанции

В прошлом предпринимались попытки централизованной защиты и управления подстанцией на основе доступной технологии. Эта эволюция в настоящее время находится на пересечении сенсорных, защитных и коммуникационных технологий, предоставляя уникальную возможность для разработки более надежной и поддерживаемой системы CPC.

Пример использования подстанции 110/10 кВ с централизованной защитой и управлением (на фото: Алтайская закрытая электрическая подстанция 110/10/6 кВ; кредит: информ.KZ)

В данной статье рассматривается программная подстанция системы защиты, автоматизации и управления (PACS) , разработанная компанией LYSIS LLC, Россия, которая в то время находилась в опытной эксплуатации на подстанции 110/10 кВ «Олимпийская» в город Сургут на северо-западе Сибири.

Философия iSAS основана на реализации функционального элемента PAC в соответствии с логическими узлами МЭК 61850 (LN).

Структура PACS Олимпийской подстанции 110/10 кВ в Северо-Западной Сибири, Россия (нажмите, чтобы увеличить)

Программные модули были разработаны независимо от конкретного оборудования и могут быть размещены как в специальных IED-устройствах, так и в одном мощном компьютере.Когда программные модули расположены в одном устройстве, они взаимодействуют друг с другом через ядро ​​программного обеспечения iSAS через свои внутренние механизмы.

Однако, когда они распределены по различным устройствам, они используют Служба связи Process и / или Station Bus .

Решение о распределении функций зависит от конкретных требований проекта и производительности используемого оборудования и ресурсов программными модулями. Соответствие информационной модели и языку конфигурации (SCL) МЭК 61850 было одним из главных приоритетов проекта.

Обзор проекта iSAS

iSAS реализован в системе PAC для пилотного проекта подстанции 110/10 кВ для одного российского оператора распределительной системы (ТС) – «Тюменьэнерго». Проект полностью управляется и реализуется разработчиком программного обеспечения iSAS – LYSIS LLC.

Проект преследует следующие цели:

1. Поиск оптимальной архитектуры системы, методов и подходов для управления жизненным циклом iSAS,
2. Исследовать и анализировать характеристики и поведение системы в реальных условиях,
3. Обеспечить технико-экономический анализ на всех этапах жизненного цикла системы , а также сравнение с обычными системами с аналогичными функциями,
4. Провести анализ надежности и сравнение с системой с традиционной архитектурой,
5. Количественная оценка преимуществ и недостатков системы PACS, а также пригодность DSO для широкого распространения такого опыта.

Выбранная олимпийская подстанция 110/10 кВ для пилотного внедрения централизованной цифровой системы PAC содержит два силовых трансформатора, две входящие воздушные линии электропередачи 110 кВ и 40 фидеров, подключенных к четырем шинам 10 кВ.

Цифровая программная PACS, реализованная в проекте, должна обеспечивать полную функциональность систем защиты, управления и учета для всей подстанции в соответствии с нормативными стандартами и требованиями заказчика.

Согласно контракту, проект состоял из 5 этапов:

1. Дизайн,
2. Закупка, установка и тестирование,
3. Опытная эксплуатация системы в течение одного года,
4. Анализ требований, правил и стандартов регулирующих органов и предложение изменений в этих документах для омологации программных систем PAC на российском рынке, и
5. Сертификация метода измерения для систем на основе технологических шин с отдельными измерительными (интерфейсные устройства, PID) и расчетными (IED) частями.

В то время ООО LYSYS завершило этапы проектирования, закупки, установки и тестирования, и система была запущена в опытную эксплуатацию. Этапы 4 и 5 были завершены к концу 2015 года.

1. Подсистема защиты

Однолинейная схема подстанции показана на рисунке 1.

Рисунок 1 – Однолинейная схема Олимпийской подстанции 110 кВ (нажмите, чтобы развернуть SLD)

Защита и связанная автоматика двух линий электропередачи 110 кВ включают в себя следующие функции:

Дифференциальная защита линии
• (87L) включает оборудование на удаленном терминале,
• Три ступени дистанционной защиты (21P),
• Четыре ступени защиты от перегрузки по току на земле (51N),
• Мгновенная межфазная перегрузка по току (50P),
• автоматического повторного включения (79) и
• Защита от отказа выключателя (50BF).

Шины 110 кВ защищены функцией дифференциальной защиты шин (87B).

110/10 кВ Защита и автоматика трансформатора содержит следующие функции:

• Дифференциальная защита трансформатора (87T),
• Защита трансформатора от перегрузки (51),
• Защита от сверхтоков на стороне высокого напряжения (51P),
• Защита от сверхтоков на стороне низкого напряжения (51P) и
• Автоматический регулятор напряжения.

10 кВ сторона трансформаторов, соединенных шинами, и питатели оснащены:

• Двухступенчатая межфазная защита от перегрузки по току (51P),
• Защита от отказа выключателя (50BF),
• Шинная защита от перегрузки по току,
• Автоматическое замыкание шинного выключателя,
• при сбросе частоты и
• при восстановлении частотной нагрузки.

2. Подсистема управления

Подсистема управления связана с деятельностью оператора. Он предназначен для основного оборудования и контроля и управления процессом. Система включает в себя следующие функции и возможности:

• Контроль и мониторинг состояния всех моторизованных коммутационных аппаратов, таких как разъединители, заземлители и автоматические выключатели,
• Предоставление одно- и двухступенчатых (выберите перед эксплуатацией) моделей управления,
• Автоматическое выполнение предопределенных последовательностей оперативных действий,
• Сбор аналоговых и дискретных данных основного оборудования и параметров процесса и их визуальное представление на ИЧМ,
• Доступ, поиск и визуальное представление архивных данных, включая списки аварий и событий,
• Блокировка уровня бухты и уровня подстанции,
• трансформатор РПН ручное управление, и
• Дистанционное управление параметрами системы, такими как настройки защиты и алгоритмы управления.

Все вышеперечисленные функции управления доступны для оператора через локальные ИЧМ, а также через локальный и удаленный SCADA с использованием виртуального шлюза телеуправления, предоставляемого программным обеспечением iSAS.

3. Система учета доходов

Система учета доходов была внедрена в соответствии с правилами энергетического рынка и содержит следующие функции:

• Учет активной энергии и мощности,
• Учет реактивной энергии и мощности,
• Энергия и мощность измеряются в прямом и обратном направлениях,
• Хранение энергии и мощности в 30-минутных профилях на срок до 150 дней и
• Интеграция системы в существующую систему измерения и выставления счетов в масштабе DSO.

4. Подсистема мониторинга и записи

Подсистема мониторинга и записи состоит из двух компонентов – управления аварийными сигналами и событиями (AEM) и регистрации переходных процессов . AEM позволяет обнаруживать состояние тревоги контролируемых параметров и формирует запись в списках тревог и событий, а также в архивах.

Обнаружение аварийного состояния основано на предопределенной конфигурации, которая включает в себя логическую схему и условия активации .

Например, при отключенном положении выключателя будет сгенерирован аварийный сигнал , если он не является результатом действий оператора.Необходимо отслеживать сигнал, который привел к размыканию распределительного устройства, чтобы определить причину отключения выключателя. Возможные случаи представлены в виде логического выражения, которое определяет, следует ли сигнализировать о состоянии события.

Некоторые пользовательские LN были разработаны для моделирования функций AEM в соответствии с МЭК 61850. Сообщения о тревогах и событиях регистрируются и доступны стандартным сервисом регистрации МЭК 61850.

Функция регистрации неисправностей способна регистрировать токи, напряжения, сигналы запуска и отключения защиты, основные состояния оборудования и рабочие параметры и т. Д.Можно регистрировать как необработанные мгновенные значения, так и производные вычисленные параметры, такие как среднеквадратичные значения. Производительность и разрешение функции записи достаточно для записи переходных процессов, таких как короткие замыкания на контролируемом оборудовании.

Кроме того, записываются потоки данных выборочных значений МЭК 61850-9-2 LE (80 выборок / цикл и 256 выборок / цикл). Функция обеспечивает доступ к записям в формате COMTRADE согласно IEC 60255-24: 2013 / IEEE Std. C37.111-2013 . Регистратор охватывает все контрольные точки, доступные GOOSE и Sampled Values ​​на подстанции.

Кроме того, формат COMTRADE был расширен для хранения информации о качестве атрибутов данных МЭК 61850.

5. Функция обнаружения неисправностей

Эта функция обнаруживает места повреждения на обеих линиях электропередачи 110 кВ . Односторонние измерения используются с целевой погрешностью менее 5% длины линии.

6. Функция контроля качества электроэнергии

Мониторинг и анализ качества электроэнергии приведены в соответствие с международными стандартами МЭК 61000-4-30 и МЭК 61000-4-7 , хотя есть некоторые различия.Контроль качества электроэнергии выполняется на всех четырех шинах системы 10 кВ в соответствии с требованиями проекта.

Система PAC обеспечивает следующие параметры:

• Отклонение частоты,
• Отклонения положительного и отрицательного напряжения,
• Стабильное отклонение напряжения,
• Падения напряжения, перенапряжения и прерывания напряжения,
• Гармоники тока и напряжения до 50-го порядка,
• Суммарное гармоническое искажение подгруппы (до 50-го порядка) для напряжения и тока,
• Групповые межгармонические искажения (до 50-го порядка) для напряжения и тока,
• Суммарное межгармоническое искажение в подгруппе (до 50-го порядка) для напряжения и тока,
• среднеквадратичные гармонические составляющие (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
• RMS гармоническая подгруппа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
• RMS межгармоническая группа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
• RMS межгармоническая центрированная подгруппа (до 50-го порядка) для тока и напряжения,
• Напряжения положительной, отрицательной и нулевой последовательности,
• Коэффициент дисбаланса напряжения нулевой последовательности,
• коэффициент дисбаланса напряжения обратной последовательности и
• Мощность последовательности

Программная архитектура системы PAC

Ядром разработанного PACS является программный пакет iSAS, который позволяет свободно решать, где и как разместить определенную функцию.ISAS не зависит от используемого оборудования и предоставляет свободу для распределения функциональных модулей среди доступных вычислительных платформ.

Следовательно, логическая структура системы не зависит от ее физической реализации, и оба согласованы по своим собственным правилам с учетом своих собственных требований .

Оптимизационные исследования были проведены для определения наиболее подходящей и эффективной физической структуры системы для данной конкретной подстанции. Процедура оптимизации использовалась для постепенного приближения к желаемым значениям показателей качества системы, начиная с самой простой и дешевой структуры, которая обеспечивает работоспособность системы в требуемой функциональности с использованием итеративного подхода.

Простейшая система означает:

1. Без резервирования,
2. Максимальная концентрация функций в одном оборудовании,
3. Нет периодических проверок и испытаний, и
4. Нет диагностики.

На каждом следующем шаге алгоритма оптимизации добавляется одна мера улучшения. Мера улучшения выбирается из списка, который был ранжирован по эффективности затрат. В начале используются меры с самым высоким рейтингом эффективности. Доступность функций PAC и максимально доступная скорость восстановления использовались в качестве показателей качества системы.Нормативные значения показателей системы были взяты из обычной системы PAC той же подстанции.

Были учтены требования заказчика, такие как размещение функции измерения дохода и функциональности PQ на выделенном сервере с отдельным шкафом. Исследования оптимизации привели к структуре системы, показанной на рисунке 1 выше.

Ссылка // Централизованная защита и контроль подстанции – IEEE PES / Комитет по ретрансляции энергосистемы (Отчет рабочей группы K15 Подкомитета по защите подстанции)

,