Automatyka elektroenergetyczna - Power-system automation

Automatyzacja systemu elektroenergetycznego to czynność automatycznego sterowania systemem elektroenergetycznym za pomocą urządzeń oprzyrządowania i sterowania. Automatyzacja podstacji odnosi się do wykorzystywania danych z inteligentnych urządzeń elektronicznych (IED), możliwości sterowania i automatyzacji w podstacji oraz poleceń sterujących od użytkowników zdalnych do sterowania urządzeniami systemu elektroenergetycznego.

Ponieważ pełna automatyzacja podstacji opiera się na integracji podstacji, terminy są często używane zamiennie. Automatyzacja systemu elektroenergetycznego obejmuje procesy związane z wytwarzaniem i dostawą energii. Monitoring i kontrola układów zasilania w podstacji i na słupie ograniczają występowanie wyłączeń i skracają czas ich trwania. Urządzenia IED , protokoły komunikacyjne i metody komunikacji współpracują ze sobą jako system realizujący automatyzację systemu zasilania. Termin „system zasilania” opisuje zbiór urządzeń, które tworzą fizyczne systemy generujące, przesyłające i dystrybuujące energię. Termin „system oprzyrządowania i sterowania (I&C)” odnosi się do zbioru urządzeń, które monitorują, kontrolują i chronią system elektroenergetyczny. Wiele automatyki systemów elektroenergetycznych jest monitorowanych przez SCADA.

Zadania automatyzacji

Automatyka elektroenergetyczna składa się z kilku zadań.

Pozyskiwanie danych
Pozyskiwanie danych odnosi się do pozyskiwania lub gromadzenia danych. Dane te są gromadzone w postaci zmierzonych analogowych wartości prądu lub napięcia lub stanu otwartego lub zamkniętego styków. Pozyskane dane mogą być wykorzystywane lokalnie w zbierającym je urządzeniu, wysyłane do innego urządzenia w podstacji lub wysyłane z podstacji do jednej lub kilku baz danych do wykorzystania przez operatorów, inżynierów, planistów i administrację.
Nadzór
Procesy i personel komputerowy nadzorują lub monitorują stan i stan systemu elektroenergetycznego z wykorzystaniem uzyskanych danych. Operatorzy i inżynierowie monitorują informacje zdalnie na wyświetlaczach komputerowych i graficznych wyświetlaczach ściennych lub lokalnie, na urządzeniu, na wyświetlaczach panelu przedniego i laptopach.
Kontrola
Sterowanie odnosi się do wysyłania komunikatów poleceń do urządzenia w celu obsługi urządzeń AKPiA i systemu zasilania. Tradycyjne systemy nadzoru i akwizycji danych (SCADA) polegają na operatorach, którzy nadzorują system i inicjują polecenia z konsoli operatora na komputerze głównym. Personel terenowy może również sterować urządzeniami za pomocą przycisków na panelu przednim lub laptopa.

Ponadto kolejnym zadaniem jest integracja z systemem elektroenergetycznym, która polega na przekazywaniu danych do, z lub między urządzeniami w systemie AKPiA i zdalnymi użytkownikami. Integracja podstacji odnosi się do łączenia danych z lokalnego terminalu IED z podstacją, tak aby w podstacji istniał pojedynczy punkt kontaktu dla wszystkich danych I&C.

Procesy automatyzacji systemów zasilania opierają się na akwizycji danych; nadzór nad systemem elektroenergetycznym i sterowanie systemem elektroenergetycznym współpracują ze sobą w skoordynowany sposób automatyczny. Polecenia są generowane automatycznie, a następnie przesyłane w taki sam sposób, jak polecenia inicjowane przez operatora.

Struktura sprzętowa automatyki elektroenergetycznej

System gromadzenia danych

Przekładniki z przekaźnikami ochronnymi służą do wykrywania napięcia i prądu w systemie elektroenergetycznym. Są one fizycznie połączone z aparaturą systemu elektroenergetycznego i przetwarzają rzeczywiste sygnały systemu elektroenergetycznego. Przetworniki przetwarzają analogowe wyjście przekładnika z jednej wielkości na drugą lub z jednego typu wartości na inny, na przykład z prądu przemiennego na napięcie stałe. Również dane wejściowe pobierane są ze styków pomocniczych rozdzielnic i urządzeń sterowania systemem elektroenergetycznym.

Główne oprzyrządowanie do przetwarzania i urządzenie sterujące (I&C)

Urządzenia AKPiA zbudowane z wykorzystaniem mikroprocesorów są powszechnie nazywane inteligentnymi urządzeniami elektronicznymi (IED). Mikroprocesory to komputery jednoukładowe, które umożliwiają urządzeniom, w które są zbudowane, przetwarzanie danych, przyjmowanie poleceń i przekazywanie informacji, tak jak komputer. W urządzeniach IED można uruchamiać procesy automatyczne. Niektóre urządzenia IED stosowane w automatyce systemu elektroenergetycznego to:

Zdalna jednostka terminala (RTU)
Zdalny terminal jest urządzeniem IED, które można zainstalować w zdalnej lokalizacji i działa jako punkt końcowy dla styków polowych. Dedykowana para miedzianych przewodników służy do wykrywania każdego kontaktu i wartości przetwornika. Przewody te wychodzą z urządzenia systemu elektroenergetycznego, są instalowane w wykopach lub napowietrznych korytkach kablowych, a następnie są zakończone na panelach w obrębie RTU. RTU może przesyłać zebrane dane do innych urządzeń oraz odbierać dane i polecenia sterujące z innych urządzeń. Programowalne przez użytkownika jednostki RTU są określane jako „inteligentne jednostki RTU”.
Metr
Miernik jest IED, które jest wykorzystywane do tworzenia dokładnych pomiarów prądu zasilania systemu, a napięcie w wartości prądu. Wartości pomiarowe, takie jak zapotrzebowanie i szczyt, są zapisywane w liczniku w celu tworzenia historycznych informacji o aktywności systemu elektroenergetycznego.
Cyfrowy rejestrator usterek
Cyfrowy rejestrator usterek (DFR) to urządzenie, które rejestruje informacje o zakłóceniach w systemie elektroenergetycznym. Jest zdolny do przechowywania danych w formacie cyfrowym, gdy zostanie wyzwolony przez warunki wykryte w systemie elektroenergetycznym. Harmoniczne, częstotliwość i napięcie to przykłady danych rejestrowanych przez DFR.
Programowalny sterownik logiczny (PLC)
Programmable Logic Controller może być zaprogramowany do wykonywania kontroli logicznej. Podobnie jak w przypadku RTU, dedykowana para miedzianych przewodów dla każdego styku i wartości przetwornika jest zakończona na panelach wewnątrz PLC.
Przekaźnik ochronny
Przekaźnik ochronny jest urządzeniem zaprojektowanym do wykrywania zakłóceń w systemie elektroenergetycznym i automatycznego wykonywania czynności kontrolnych w systemie AKPiA i systemie elektroenergetycznym w celu ochrony personelu i sprzętu. Przekaźnik ma lokalne zakończenie, dzięki czemu przewody miedziane dla każdego styku nie muszą być kierowane do centralnego panelu przyłączeniowego związanego z RTU.

Urządzenia sterujące (wyjściowe)

Załaduj przełącznik zaczepów (LTC)
Przełączniki zaczepów obciążenia to urządzenia służące do zmiany położenia zaczepów na transformatorach. Urządzenia te działają automatycznie lub mogą być sterowane za pomocą innego lokalnego terminalu IED lub zdalnego operatora lub procesu.
Sterownik reklozera
Sterowniki reklozerów zdalnie sterują pracą automatycznych reklozerów i wyłączników. Urządzenia te monitorują i przechowują stan systemu zasilania oraz określają, kiedy należy wykonać czynności kontrolne. Akceptują również polecenia od zdalnego operatora lub procesu.

Urządzenia komunikacyjne

Procesor komunikacyjny
Procesor komunikacyjny to sterownik stacji, który łączy funkcje wielu innych urządzeń AKPiA w jednym urządzeniu IED. Posiada wiele portów komunikacyjnych do obsługi wielu jednoczesnych łączy komunikacyjnych. Procesor komunikacyjny wykonuje akwizycję danych i kontroluje inne urządzenia IED podstacji, a także koncentruje dane, które pozyskuje w celu transmisji do jednego lub wielu urządzeń nadrzędnych wewnątrz i na zewnątrz podstacji.

Aplikacje

Zabezpieczenie nadprądowe

Wszystkie linie i wszystkie urządzenia elektryczne muszą być zabezpieczone przed długotrwałym przetężeniem . Jeśli przyczyna przetężenia jest w pobliżu, to automatycznie ten prąd jest natychmiast przerywany. Ale jeśli przyczyną przeciążenia jest poza lokalnej wtedy backup przepis automatycznie rozłącza wszystkich dotkniętych obwody po odpowiednim opóźnieniem.

Należy zauważyć, że odłączenie może niestety mieć efekt kaskadowy , prowadząc do przetężenia w innych obwodach, które wówczas również muszą się automatycznie odłączyć.

Należy również pamiętać, że generatory, które nagle straciły obciążenie z powodu takiej operacji ochronnej, będą musiały natychmiast się automatycznie wyłączyć, a przywrócenie właściwej równowagi między popytem a podażą w systemie może zająć wiele godzin , częściowo dlatego, że musi istnieć odpowiednia synchronizacja przed ponownym połączeniem dowolnych dwóch części systemu.

Operacje ponownego załączania wyłączników zwykle są podejmowane automatycznie i często kończą się powodzeniem, na przykład podczas burzy.

Kontrola nadzorcza i akwizycja danych

Główny artykuł: SCADA

Sterowania i nadzoru, system pozyskiwania danych ( SCADA ) transmituje i odbiera polecenia i dane z aparatury i urządzeń procesowych. Elementy systemu elektroenergetycznego, począwszy od przełączników na słupach, a skończywszy na całych elektrowniach, mogą być sterowane zdalnie za pomocą dalekosiężnych łączy komunikacyjnych. Zdalne przełączanie, telemetria sieci (pokazująca napięcie, prąd, moc, kierunek, zużycie w kWh itp.), nawet automatyczna synchronizacja jest stosowana w niektórych systemach elektroenergetycznych.

Włókna optyczne

Przedsiębiorstwa energetyczne chronią linie wysokiego napięcia, stale je monitorując. Nadzór ten wymaga przesyłania informacji pomiędzy stacjami elektroenergetycznymi w celu zapewnienia poprawnej pracy przy jednoczesnym kontrolowaniu każdego alarmu i awarii. Starsze sieci telekomunikacyjne zostały połączone przewodami metalowymi, ale środowisko podstacji charakteryzuje się wysokim poziomem pól elektromagnetycznych, które mogą zakłócać przewody miedziane.

Władze stosują schemat teleochrony, aby umożliwić podstacje komunikować się ze sobą w celu selektywnego izolowania zwarć na liniach wysokiego napięcia , transformatorach , dławikach i innych ważnych elementach elektrowni. Funkcjonalność ta wymaga ciągłej wymiany krytycznych danych w celu zapewnienia prawidłowego działania. Aby zagwarantować działanie, sieć telekomunikacyjna powinna być zawsze w idealnym stanie pod względem dostępności, wydajności, jakości i opóźnień.

Początkowo sieci te były wykonane z metalowych nośników przewodzących, jednak podatność kanałów 56–64 kbit/s na zakłócenia elektromagnetyczne , pętle uziemienia sygnału i wzrost potencjału uziemienia sprawiły, że były one zbyt zawodne dla energetyki. Silne pola elektromagnetyczne wywołane wysokimi napięciami i prądami w liniach energetycznych występują regularnie w podstacjach elektrycznych.

Ponadto w stanach zwarcia zakłócenia elektromagnetyczne mogą znacznie wzrosnąć i zakłócić działanie tych kanałów komunikacyjnych opartych na przewodach miedzianych. Niezawodność łącza komunikacyjnego łączącego przekaźniki zabezpieczeniowe jest krytyczne i dlatego musi być odporne na skutki występujące w obszarach wysokiego napięcia, takie jak indukcja wysokiej częstotliwości i wzrost potencjału uziemienia.

W konsekwencji energetyka przeszła na światłowody, aby połączyć różne elementy zainstalowane w podstacjach. Światłowody nie muszą być uziemione i są odporne na zakłócenia powodowane przez szum elektryczny, eliminując wiele błędów często spotykanych w połączeniach elektrycznych. Standardem stało się stosowanie w pełni optycznych łączy od przekaźników mocy do multiplekserów, jak opisano w IEEE C37.94.

Bardziej zaawansowana architektura schematu ochrony kładzie nacisk na pojęcie sieci odpornych na awarie . Zamiast używania bezpośredniego połączenia przekaźnikowego i dedykowanych włókien, połączenia nadmiarowe zwiększają niezawodność procesu ochrony poprzez zwiększenie dostępności krytycznych wymian danych.

C37.94

Architektura ochrony C37.94

IEEE C37.94 , pełny tytuł IEEE Standard for N Times 64 Kilobit Per Second Optical Fiber Interfaces Between Teleprotection and Multiplexer Equipment , to opublikowany w 2002 r. standard IEEE , który określa zasady łączenia urządzeń telezabezpieczających i multiplekserów w przedsiębiorstwach energetycznych . Norma definiuje format ramki danych dla połączeń optycznych i odwołuje się do standardów fizycznego złącza dla światłowodu wielomodowego . Ponadto definiuje zachowanie podłączonego sprzętu w przypadku awarii łącza oraz charakterystykę taktowania i sygnału optycznego .

Systemy telezabezpieczeń muszą bardzo szybko izolować awarie, aby zapobiec uszkodzeniom sieci i przerwom w zasilaniu. Komitet IEEE zdefiniował C37.94 jako programowalny wielomodowy interfejs światłowodowy nx 64 kbit/s (n=1...12) zapewniający przejrzystą komunikację między przekaźnikami telezabezpieczenia a multiplekserami na odległość do 2 km. Aby osiągnąć większe odległości, przemysł energetyczny przyjął później również interfejs światłowodu jednomodowego .

Norma definiuje zabezpieczenia i sprzęt komunikacyjny wewnątrz podstacji przy użyciu światłowodów, metodę przywracania zegara, dopuszczalne tolerancje jittera w sygnałach, fizyczną metodę połączenia oraz działania, które sprzęt ochronny musi wykonać w przypadku jakichkolwiek anomalii i awarii sieci zdarzać się. C37.94 został już wdrożony przez wielu producentów przekaźników zabezpieczeniowych, takich jak ABB, SEL, RFL i RAD; oraz producentów testerów, takich jak ALBEDO i VEEX. Urządzenia teleochronne kiedyś oferowały wybór interfejsów transmisyjnych, takich jak interfejs światłowodowy zgodny ze standardem IEEE C37.94 do transmisji przez pary światłowodów oraz interfejsy G.703 , 64 kbit/s współkierunkowe i E1 .

Bibliografia

Zobacz też