Гусев Е.А. (1189824), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

постоянного тока» (сокращение размерности системы цепей оперативного тока, ввиду использования цифровых оптических связей);

- сокращение кол-ва внезапных отказов основного электрооборудования и

связанных с ними штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений

производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса

технических средств ЦПС);

• Уменьшение эксплуатационных затрат(на техобслуживание):

- уменьшение количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА

(применение оптических кабелей связи вместо медных повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования – микропроцессорныхустройств РЗ и автоматики);

- повышение алгоритмической надежности функционирования РЗА

(отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической

составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и

усовершенствовать алгоритмы РЗА);

- уменьшение потребления по цепям переменного тока и напряжения (в

результате применения оптических ТТ и ТН)

1. Основные принципы создания цифровой подстанции

• Переход на цифровые (в основном – оптические) технологии съема информации и передачи команд управления:

- возможность замены «на ходу» источника сигнала и тем самым – повышение надежности функционирования релейных защит;

- увеличение быстродействия (не требуется защита «от дребезга», уменьшение

времени срабатывания исполнительной части – за счет оптических IGBT-модулей, уменьшения времени выявления аварийного режима).

- улучшение условий в части безопасного производства работ и электромагнитной совместимости (благодаря оптическим связям нет выноса потенциала с ОРУ)

• Увеличение интеллектуальной составляющей в оборудовании ЦПС:

- развитие средств и методов непрерывной диагностики (контроль деградации

характеристик, контроль готовности к выполнению операций, контроль

метрологических характеристик),

- расширение количества функций, реализуемых в каждом терминале;

- перенос части расчетно-диагностических задач в интерфейсные модули

• Двухэтапность реализации ЦПС:

Этап №1:

- использование существующего основного оборудования, к которому

добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль (как

правило, размещаемый в помещении) на базе МЭК 61850-8.1 и МЭК 61850-9.2.

Возможно корректировка состава и типа применяемых датчиков. Получение

опыта эксплуатации.

- разработка всей номенклатуры устройств РЗА, ПА, измерений с

интерфейсами МЭК 61850-8.1 и МЭК 61850-9.2.

Этап №2:

- существенная модернизация основного электрооборудования с

интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых

датчиков, полевых контроллеров, твердотельных исполнительных модулей.

Расширение объема задач, выполняемых интерфейсным модулем. Доработка всех компонентов ЦПС с учетом опыта эксплуатации.

1. Компоненты цифровой подстанции

Цифровые измерительные трансформаторы:

• „ Измерение гармонических составляющих

• „ Расширенный динамический и частотный диапазон

• „ Синхронность измерений

• „ Снижение метрологических потерь

• „Устранено влияние электромагнитных эффектов (влияние помех остаточной намагниченности и т.д.)

• „ Безопасность эксплуатации, простота обслуживания

• „ Отсутствие феррорезонансных явлений

• „ Повышение точности измерений (особенно при малых токах), повышение точности отыскания места повреждения.

• „ Самодиагностика

• „ Упрощение монтажа (меньше вес)

• „ Ниже стоимость (для класса напряжения 500-750 кВ)

Подстанционный координационный центр – ПКЦ

ПКЦ - программно–аппаратное ядро ЦПС, координирующее основные информационные потоки в ЦПС и автоматизирующее процессы принятия и реализации решений по управлению оборудованием ПС.

С этой целью ПКЦ должен обеспечивать:

• ведение актуализируемой модели технологических процессов подстанции, как основы для построения алгоритмов контроля, анализа, достоверизации информации и управления функционированием ПС;

• работу подсистем анализа технологических ситуаций, в т.ч. поддержки процессов принятия решений по управлению в сложных / аварийных ситуациях на основе актуальной модели;

• организацию и ведение БД состояния оборудования ЦПС; отслеживание его предаварийных состояний и выдачу предупредительных или аварийных сигналов и сообщений;

• взаимодействие с центрами управления в качестве «представителя» ЦПС в высших уровнях иерархии управления в ЭЭС;

• телеуправление оборудованием ЦПС с обеспечением контроля его возможности, допустимости и безопасности (с учетом реального состояния оборудования ПС), а также успешности выполнения команд управления.

1. Метрологическое обеспечение

Традиционная подстанция:

• Потери во вторичных цепях (для всех устройств разные);

• Многократные аналого-цифровые преобразования (в каждом устройстве);

• Не синхронность измерений;

• Большое влияние ЭМ эффектов;

Цифровая подстанция:

• Отсутствие потерь при передаче информации;

• Неограниченное тиражирование информации;

• Единожды выполняемое аналого-цифровое преобразование (первичное измерение)

1. Информационное обеспечение (инструментальные средства, ЕСКК)

Инструментальные программные средства:

- поддержка полного жизненного цикла ПАК ЦПС (при проектировании, пусконаладке, в процессе эксплуатации)

- поддержка единого информационного пространства (единая система классификации и кодирования, следование международным стандартам МЭК при работе с данными)

- поддержка «самодокументирования» ПАК ЦПС (автоматизированное формирование документации в

электронном виде, согласованные формы доступа к документам из ЦУС, МЭС, ПМЭС);

- поддержка конфигурирования и обслуживания интеллектуальных электронных устройств (технологическое ПО, актуальные конфигурационные файлы, эксплуатационная документация);

- постоянный контроль и диагностика сетей передачи данных.

Единая система классификации и кодирования:

- единая система обозначений для всех видов электросетевых объектов;

- единое обозначение объектов классификации и маркировки при проектировании, внедрении (сооружении), эксплуатации и модернизации (реконструкции) энергообъектов;

- децентрализация процесса идентификации оборудования;

- уникальность кода идентификации;

- устойчивость кода идентификации к области применения;

- однозначность и корректность выполнения запросов для получения различных данных и документов примашинной обработке (на этапе проектирования и в процессе эксплуатации);

- возможность гармонизации с другими системами классификации (в частности – CIM);

- обеспечение возможности сохранения действующих локальных обозначений оборудования.

1. Обеспечение надежности (диагностика и тестирование)

• Самодиагностика аппаратных средств:

- модули интеллектуальных электронных устройств основного электрооборудования

- микропроцессорные терминалы

- цифровые сети

• Внешняя автоматическая диагностика специализированными программно –техническими средствами:

- без вывода из работы (сравнение мгновенных значений токов от разных ци ТТ одного присоединения, сравнение напряжений электрически связанных ТН, контроль суммы токов/мощностей в узле).

- с кратковременным выводом из работы (эмуляция тестовых сигналов для терминалов и сравнение полученной реакции терминала с тестовой)

4.8 Информационная безопасность

Схема взаимодействия

Задачи системы информационной безопасности:

• … Обеспечение безопасности канала

• … Гибкое управление правами пользователей

• … Диагностика кибер атак

• … Защита от подмены сообщений

• … Защита от атак на отказ в доступе

В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления «интеллектуальная сеть», вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии «Цифровой подстанции» должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование, пуско-наладку, эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов.

1. Релейная защита, автоматика, управление и сигнализация

В соответствии с заданием на проектирование требуется разработать решения по применению терминалов релейной защиты и автоматики с поддержкой стандарта МЭК 61850-8-1 (MMS, Goose) и МЭК 61850-9-2, а также реализовать резервирование инновационных технологий в части терминалов РЗА и АСУ ТП традиционными решениями. Таким образом защита всех присоединений строится с применением двух типов терминалов. Существующие защиты и автоматика В-35 кВ АТ-1, АТ-2 выполненные на базе МП терминалов остаются в работе и резервируют инновационные решения.

4.10 Решения по применению микропроцессорных терминалов с поддержкой стандартов МЭК 61850

Семейство стандартов МЭК 61850 предназначено для применения к системам автоматизации подстанции. В них приведены определения связи между интеллектуальными электронными устройствами подстанции и сформулированы соответствующие системные требования.

На чертеже лист 6 приведена поясняющая схема работы распределительного устройства на базе протоколов МЭК 61850, с применением двух цифровых шин — шины процесса и шины подстанции. Шина процесса служит для связи цифровых терминалов с измерительными устройствами. Шина подстанции служит для обмена данными между интеллектуальными устройствами и АСУ ТП.

К обмоткам измерительных трансформаторов присоединены устройства сопряжения — VBG (Merge Unit). Их задача преобразовать выборочные значения тока и напряжения в цифровой формат и передать в сегмент локальной сети именуемый «шина процесса». Значения передаются сообщениями в формате SV (Sampled Values) в соответствии с протоколами 61850-9-2 и 61850-9-2 LE.

Для корректной работы устройств РЗА требуется синхронизация сообщений с выборками значений тока и напряжения от различных устройств. Имеющиеся на сегодняшний день устройства сопряжения осуществляют синхронизацию по протоколам IRIG, 1PPS, PTP. Так как для передачи синхроимпульсов IRIG и 1PPS требуется выделенная линия, предпочтение отдано протоколу PTP, осуществляющему синхронизацию по сети Ethernet. Устройство синхронизации в свою очередь синхронизируется с установленными на подстанции серверами времени по протоколу NTP.

Цифровые терминалы РЗА (терминалы с цифровыми входами/выходами) в отличии от традиционных терминалов не имеют собственных входов цепей тока и напряжения и АЦП, а принимают цифровые значения в формате SV. Для обмена служебной информацией между терминалами, передачи управляющей информации служат сообщения GOOSE, описанные в главе стандарта 61850-8-1. Протокол обмена сообщениями GOOSE был создан специально для построения систем релейной защиты электрических подстанций и обладает необходимым быстродействием. Передача GOOSE сообщений производится по принципу многоадресной рассылки, для обмена сообщениями устройствам не требуется предварительно устанавливать соединение. Для получения сообщения приемное устройство должно подписаться на него в процессе наладки. Также цифровые терминалы не воздействуют непосредственно на электромагниты приводов выключателей. Вместо этого осуществляется передача сообщения GOOSE соответствующему контролеру присоединения (многофункциональному преобразователю с функциями контроллера присоединения).

Так как работоспособность системы релейной защиты напрямую зависит от работоспособности локальной сети необходимо использовать один из протоколов резервирования. В данной проекте принята работа по протоколу резервирования PRP, который предусматривает построение двух независимых сетей. Активные сетевые устройства должны иметь два сетевых порта, или подключаться через специальное устройство RedBox(RedundancyBox). Альтернативой протоколу PRP является протокол HSR, при котором резервирование происходит в результате построения кольцевой сети. Недостатком такого решения является разрушение кольца при отключении одного из активных устройств.

Для обмена данными устройств РЗА и АСУ ТП кроме протокола GOOSE используется протокол MMS. Протокол MMS обладает меньшим быстродействием, но предназначен для передачи больших объемов информации, таких как отчет о работе. Протокол MMS также описан в главе стандарта 61850-8-1. Обмен информацией осуществляется по клиент-серверной технологии с установлением соединения.

Для организации работы по протоколам 61850-8-1 терминал должен иметь структуру логических узлов в соответствии с главами стандарта МЭК 61850-5 и МЭК 61850-7.

Структурная схема информационной сети КРУ 35 кВ см. чертеж лист 5.

4.11 Состав защит, реализуемых цифровыми терминалами

Характеристики

Список файлов ВКР