Hvordan udstyr til digitale understationer skabes. Digitale transformerstationer i Rusland: processen er begyndt Drift af transformerstationer med digital styring

Nye teknologier til produktion af moderne kontrolsystemer er flyttet fra scenen for videnskabelig forskning og eksperimentering til scenen for praktisk brug. Moderne kommunikationsstandarder for informationsudveksling er blevet udviklet og er ved at blive implementeret. Digitale beskyttelses- og automatiseringsenheder er meget udbredt. Der er sket en betydelig udvikling inden for hardware og software af styresystemer. Fremkomsten af ​​nye internationale standarder og udviklingen af ​​moderne informationsteknologier åbner muligheden for innovative tilgange til løsning af problemer med automatisering og kontrol af energianlæg, hvilket gør det muligt at skabe en ny type understation - en digital understation (DSS). De karakteristiske kendetegn ved den digitale understation er: tilstedeværelsen af ​​intelligente mikroprocessorenheder indbygget i det primære udstyr, brugen af ​​lokale computernetværk til kommunikation, en digital metode til at få adgang til information, dens transmission og behandling, automatisering af understationen og dens styringsprocesser . I fremtiden vil den digitale understation være en nøglekomponent i Smart Grid.

Begrebet "Digital understation" fortolkes stadig forskelligt af forskellige specialister inden for automations- og kontrolsystemer. For at forstå, hvilke teknologier og standarder der relaterer sig til en digital transformerstation, vil vi spore historien om udviklingen af ​​automatiserede processtyringssystemer og relæbeskyttelsessystemer. Introduktionen af ​​automationssystemer begyndte med fremkomsten af ​​telemekaniske systemer. Telemekaniske enheder gjorde det muligt at indsamle analoge og diskrete signaler ved hjælp af USO-moduler og måletransducere. De første automatiserede processtyringssystemer til elektriske transformerstationer og kraftværker blev udviklet på basis af telemekaniske systemer. Automatiserede processtyringssystemer gjorde det muligt ikke kun at indsamle information, men også at behandle den, samt præsentere information i en brugervenlig grænseflade. Med fremkomsten af ​​de første mikroprocessorrelæbeskyttelser begyndte information fra disse enheder også at blive integreret i automatiserede proceskontrolsystemer. Gradvist steg antallet af enheder med digitale grænseflader (nødkontrolsystemer, strømudstyrsovervågningssystemer, overvågningssystemer til DC-tavler og hjælpebehov osv.). Al denne information fra enheder på lavere niveau blev integreret i processtyringssystemet via digitale grænseflader. På trods af den udbredte brug af digitale teknologier til at bygge automatiseringssystemer, er sådanne understationer ikke fuldt digitale, da al indledende information, inklusive tilstande af blokkontakter, spændinger og strømme, transmitteres i form af analoge signaler fra koblingsanlægget til driftsstyringen punkt, hvor digitaliseret separat af hver enhed på lavere niveau. For eksempel leveres den samme spænding parallelt til alle enheder på lavere niveau, som konverterer den til digital form og overfører den til processtyringssystemet. I traditionelle understationer bruger forskellige undersystemer forskellige kommunikationsstandarder (protokoller) og informationsmodeller. Til funktionerne beskyttelse udføres måling, regnskab, kvalitetskontrol, individuelle måle- og, hvilket markant øger både kompleksiteten ved implementering af et automatiseringssystem på en transformerstation og dets omkostninger.

Overgangen til kvalitativt nye automations- og kontrolsystemer er mulig ved hjælp af digitale understationsstandarder og teknologier, som omfatter:

1. IEC 61850 standard:
enhedens datamodel;
samlet beskrivelse af transformerstationen;
vertikale (MMS) og horisontale (GOOSE) udvekslingsprotokoller;
protokoller til transmission af øjeblikkelige strøm- og spændingsværdier (SV);

2. Digitale (optiske og elektroniske) strøm- og spændingstransformere;
3. analoge multipleksere (Merging Units);
4. Fjernmoduler USO (Micro RTU);
5. Intelligente elektroniske enheder (IED).

Hovedtrækket og forskellen ved IEC 61850-standarden fra andre standarder er, at den regulerer ikke kun spørgsmålene om informationsoverførsel mellem individuelle enheder, men også spørgsmålene om formalisering af beskrivelsen af ​​kredsløb - understation, beskyttelse, automatisering og målinger, enhedskonfiguration. Standarden giver mulighed for at bruge nye digitale måleapparater i stedet for traditionelle analoge målere (strøm- og spændingstransformatorer). Informationsteknologier gør det muligt at gå over til automatiseret design af digitale understationer styret af digitale integrerede systemer. Al informationskommunikation på sådanne understationer er digital og danner en enkelt procesbus. Dette åbner mulighed for hurtig, direkte udveksling af information mellem enheder, hvilket i sidste ende gør det muligt at reducere antallet af kobberkabelforbindelser og antallet af enheder, samt deres mere kompakte arrangement.
DIGITAL UNDERSTATIONSSTRUKTUR

Lad os se nærmere på strukturen af ​​en digital understation, lavet i overensstemmelse med IEC 61850-standarden (fig.). Automatiseringssystemet i et kraftværk bygget ved hjælp af Digital Substation-teknologien er opdelt i tre niveauer:
feltniveau (procesniveau);
forbindelsesniveau;
stationsniveau.

Feltniveauet består af:
primære sensorer til indsamling af diskret information og transmission af kontrolkommandoer til omskiftningsenheder (mikro RTU);
primære sensorer til indsamling af analog information (digitale strøm- og spændingstransformere).

Forbindelsesniveauet består af intelligente elektroniske enheder:
kontrol- og overvågningsudstyr (tilslutningscontrollere, multifunktionelle måleinstrumenter, ASKUE-målere, overvågningssystemer til transformerudstyr osv.);
relæbeskyttelsesterminaler og lokal nødautomatisering.

Stationsniveauet består af:
servere på øverste niveau (databaseserver, SCADA-server, telemekanikserver, server til indsamling og transmission af teknologisk information osv., datakoncentrator);
AWS af transformerstationspersonale.

Af hovedfunktionerne ved at bygge et system er det først nødvendigt at fremhæve det nye "felt"-niveau, som inkluderer innovative enheder til primær informationsindsamling: fjernbetjeningsenheder, digitale instrumenttransformere, indbyggede mikroprocessordiagnosesystemer til strømudstyr osv. .

Digitale instrumenttransformatorer transmitterer øjeblikkelige spændings- og strømværdier i henhold til IEC 61850-9-2-protokollen til enheder på bay-niveau. Der er to typer digitale instrumenttransformere: optiske og elektroniske. Optiske instrumenttransformatorer er de mest foretrukne, når der skabes digitale understationskontrol- og automatiseringssystemer, da de bruger et innovativt måleprincip, der eliminerer påvirkningen af ​​elektromagnetisk interferens. Elektroniske instrumenttransformere er baseret på traditionelle transformere og bruger specialiserede analog-til-digital-omformere.

Data fra digitale instrumenttransformere, både optiske og elektroniske, konverteres til Ethernet-broadcast-pakker ved hjælp af multipleksere (Merging Units), der leveres af IEC 61850-9-standarden. Pakker genereret af multipleksere transmitteres over Ethernet-netværket (procesbus) til enheder på båsniveau (controllere til proceskontrolsystem, relæbeskyttelse og automatiseringskontrolsystemer, kontrolsystemer osv.) Samplingsfrekvensen af ​​de transmitterede data er ikke værre end 80 punkter pr. periode for relæbeskyttelses- og kontrolsystemer enheder og 256 point pr. periode for processtyringssystemer, AIIS KUE osv.

Data om positionen af ​​koblingsenheder og andre diskrete informationer (position af styretilstandstaster, tilstand af drevvarmekredsløb osv.) indsamles ved hjælp af fjerntliggende ICD-moduler installeret i umiddelbar nærhed af koblingsenhederne. Fjernbetjente USO-moduler har relæudgange til styring af koblingsenheder og er synkroniseret med en nøjagtighed på mindst 1 ms. Datatransmission fra eksterne ICD-moduler udføres via fiberoptisk kommunikation, som er en del af procesbussen i henhold til IEC 61850-8-1 (GOOSE) protokollen. Transmission af kontrolkommandoer til omskiftningsenheder udføres også gennem eksterne USO-moduler ved hjælp af IEC 61850-8-1 (GOOSE)-protokollen.

Strømudstyr er udstyret med et sæt digitale sensorer. Der findes specialiserede systemer til overvågning af transformer og gasisoleret udstyr, som har en digital grænseflade til integration i processtyringssystemer uden brug af diskrete indgange og 4-20 mA sensorer. Moderne koblingsanlæg er udstyret med indbyggede digitale strøm- og spændingstransformere, og styreskabe i koblingsanlæg tillader installation af fjernbetjeningsenheder til opsamling af diskrete signaler. Installationen af ​​digitale sensorer i koblingsanlæg udføres på produktionsanlægget, hvilket forenkler designprocessen, samt installations- og idriftsættelsesarbejde på stedet.

En anden forskel er kombinationen af ​​det midterste (datakoncentratorer) og øvre (servere og arbejdsstationer) niveauer i ét stationsniveau. Dette skyldes enheden af ​​dataoverførselsprotokoller (IEC 61850-8-1 standard), hvor mellemniveauet, som tidligere udførte arbejdet med at konvertere information fra forskellige formater til et enkelt format for et integreret proceskontrolsystem, gradvist taber dens formål. Forbindelsesniveauet omfatter intelligente elektroniske enheder, der modtager information fra feltniveauenheder, udfører logisk behandling af information, transmitterer kontrolhandlinger gennem feltniveauenheder til primært udstyr og også transmitterer information til stationsniveauet. Disse enheder omfatter bay-controllere, MPRZA-terminaler og andre multifunktionelle mikroprocessorenheder.

Den næste forskel i strukturen er dens fleksibilitet. Enheder til en digital understation kan laves på modulbasis og giver dig mulighed for at kombinere funktionerne i flere enheder. Fleksibiliteten ved at bygge digitale transformerstationer giver os mulighed for at tilbyde forskellige løsninger under hensyntagen til kraftanlæggets karakteristika. I tilfælde af modernisering af en eksisterende transformerstation uden at udskifte strømudstyr, kan der installeres fjernbetjeningsskabe til at indsamle og digitalisere primær information. Samtidig vil eksterne I/O-enheder udover diskrete input/output-kort indeholde direkte analoge input-kort (1/5 A), som giver dig mulighed for at indsamle, digitalisere og udlæse data fra traditionelle strøm- og spændingstransformere i IEC 61850-9-2 protokol. Hel eller delvis udskiftning af primært udstyr, herunder udskiftning af elektromagnetiske transformere med optiske, vil i fremtiden ikke føre til ændringer i tilslutnings- og understationsniveauer. Ved brug af GIS er det muligt at kombinere funktionerne fra en fjernbetjeningsenhed, Merging Unit og forbindelsescontroller. En sådan enhed er installeret i koblingsanlæggets styreskab og giver dig mulighed for at digitalisere alle indledende informationer (analoge eller diskrete), samt udføre funktionerne i en bay-controller og sikkerhedskopiere lokale kontrolfunktioner.

Med fremkomsten af ​​IEC 61850-standarden har en række producenter frigivet digitale understationsprodukter. I øjeblikket er en hel del projekter relateret til brugen af ​​IEC 61850-standarden allerede afsluttet over hele verden, hvilket viser fordelene ved denne teknologi. Desværre kan man selv nu, når man analyserer moderne løsninger til en digital transformerstation, bemærke en ret løs fortolkning af standardens krav, hvilket i fremtiden kan føre til inkonsekvens og problemer i integrationen af ​​allerede moderne løsninger inden for automatiseringsområdet .

I dag arbejdes der aktivt i Rusland med at udvikle teknologien til den digitale understation. En række pilotprojekter er blevet lanceret, førende russiske virksomheder er begyndt at udvikle indenlandske produkter og løsninger til digital understation. Efter vores mening er det nødvendigt at nøje følge IEC 61850-standarden, når der skabes nye teknologier fokuseret på digital understation, ikke kun med hensyn til datatransmissionsprotokoller, men også i ideologien med at bygge systemet. Overholdelse af kravene i standarden vil gøre det muligt i fremtiden at forenkle modernisering og vedligeholdelse af faciliteter baseret på nye teknologier.

I 2011 underskrev førende russiske virksomheder (NPP EKRA LLC, EnergopromAvtomatizatsiya LLC, Profotek CJSC og NIIPT OJSC) en generel aftale om at organisere strategisk samarbejde med det formål at kombinere videnskabelige, tekniske, tekniske og kommercielle bestræbelser på at skabe en digital transformerstation på territoriet den russiske Føderation.

I overensstemmelse med IEC 61850 består det udviklede system af tre niveauer. Procesbussen er repræsenteret af optiske transformere (ZAO Profotek) og en fjernbetjeningsenhed (microRTU) NPT Expert (LLC EnergopromAvtomatizatsiya). Forbindelsesniveau - mikroprocessorbeskyttelse af NPP EKRA LLC og forbindelsescontroller NPT BAY-9-2 fra EnergopromAvtomatizatsiya LLC. Begge enheder accepterer analog information i henhold til IEC 61850-9-2 og diskret information i henhold til IEC 61850-8-1(GOOSE). Stationsniveauet er implementeret på basis af SCADA NPT Expert med understøttelse af IEC 61850-8-1 (MMS).

Som en del af det fælles projekt blev der også udviklet et computerstøttet designsystem til digital transformerstation - SCADA Studio, strukturen af ​​Ethernet-netværket blev udarbejdet til forskellige konstruktionsmuligheder, en model af en digital transformerstation blev samlet og fælles test blev udført. ud, herunder på en testbænk ved JSC NIIPT.

En fungerende prototype af en digital transformerstation blev præsenteret på udstillingen Electric Networks of Russia 2011. Implementeringen af ​​et pilotprojekt og fuldskalaproduktion af digitalt transformerstationsudstyr er planlagt til 2012. Russisk udstyr til "Digital Substation" har gennemgået fuldskala test, og dets kompatibilitet i henhold til IEC 61850 standarden med udstyr fra forskellige udenlandske (Omicron, SEL, GE, Siemens, etc.) og indenlandske (Prosoft-Systems LLC, Dynamics Forsknings- og produktionsvirksomhed mv.) er også blevet bekræftet mv.) virksomheder.

Udviklingen af ​​vores egen russiske løsning til en digital understation vil ikke kun give os mulighed for at udvikle indenlandsk produktion og videnskab, men også øge energisikkerheden i vores land. De udførte undersøgelser af tekniske og økonomiske indikatorer giver os mulighed for at konkludere, at omkostningerne ved en ny løsning, når der skiftes til serieproduktion af produkter, ikke vil overstige omkostningerne ved traditionelle løsninger til bygningsautomatiseringssystemer og vil give en række tekniske fordele, såsom:
betydelig reduktion i kabelforbindelser;
øget målenøjagtighed;
let design, drift og vedligeholdelse;
samlet dataudvekslingsplatform (IEC 61850);
høj støjimmunitet;
høj brand- og eksplosionssikkerhed og miljøvenlighed;
reduktion i antallet af input/output-moduler til automatiserede processtyringssystemer og relæbeskyttelsesenheder, hvilket sikrer en reduktion i omkostningerne til enheder.

En række problemer kræver yderligere kontrol og løsninger. Dette vedrører pålideligheden af ​​digitale systemer, spørgsmål om enhedskonfiguration på understation og forsyningsniveau, til skabelsen af ​​offentligt tilgængelige designværktøjer rettet mod forskellige producenter af mikroprocessor og hovedudstyr. For at sikre det nødvendige pålidelighedsniveau inden for rammerne af pilotprojekter, skal følgende opgaver løses.

1. Bestemmelse af den optimale struktur af den digitale understation som helhed og dens individuelle systemer.
2. Harmonisering af internationale standarder og udvikling af national lovgivningsmæssig dokumentation.
3. Metrologisk certificering af automationssystemer, herunder AIMSKUE-systemet, med understøttelse af IEC 61850-9-2.
4. Ophobning af statistik over pålideligheden af ​​digitalt understationsudstyr.
5. Akkumulering af implementerings- og driftserfaring, personaleuddannelse, oprettelse af kompetencecentre.

I øjeblikket er verden begyndt masseimplementeringen af ​​"digital substation"-klasseløsninger baseret på IEC 61850-seriens standarder, Smart Grid-kontrolteknologier er ved at blive implementeret, og applikationer af automatiserede proceskontrolsystemer er ved at blive sat i drift. Anvendelsen af ​​digital understationsteknologi skulle gøre det muligt i fremtiden at reducere omkostningerne til design, idriftsættelse, drift og vedligeholdelse af energianlæg markant.

Alexey Danilin, direktør for automatiserede kontrolsystemer i SO UES OJSC, Tatyana Gorelik, leder af afdelingen for automatiseret proceskontrolsystem, Ph.D., Oleg Kiriyenko, ingeniør, NIIPT OJSC Nikolay Doni, leder af afdelingen for avanceret udvikling af NPP EKRA

I dag tales der meget om teknologien "Digital Substation". Dette emne blev engang udviklet i Rusland i regi af FGC UES til store understationer til ultrahøjspændingsklasser (220 kV og derover), men nu kan det også findes på mere beskedne faciliteter. Desuden er de mest avancerede med hensyn til brugen af ​​digitale teknologier adskillige eksperimentelle 110 kV-transformatorstationer, såsom Olimpiyskaya-transformatorstationen i Tyumenenergo. Dette skyldes dels et forsøg på at reducere omkostningerne til testpladser, dels et forsøg på at mindske skaderne fra mulig fejlfunktion af nyt udstyr i et rigtigt strømsystem.

Samtidig er det ikke altid klart, hvilken understation der kan betragtes som helt digital? Selve introduktionen af ​​digitale teknologier i energisektoren begyndte for mere end 20 år siden med ankomsten af ​​de første mikroprocessorbaserede relæbeskyttelses- og automationsenheder, som havde mulighed for at blive integreret i automatiserede styresystemer via digitale kommunikationskanaler.

Men i dag betyder en digital understation normalt et lidt andet objekt.

Med udgivelsen i år af de ændrede teknologiske designstandarder for 35-750 kV FSK transformerstationer (dateret 25.08.2017), kan dette problem behandles mere detaljeret. Jeg tror, ​​at artiklen ikke kun vil være nyttig for dem, der er interesseret i kommunikationsteknologier, men også for almindelige relæoperatører, hvoraf mange vil skulle håndtere lignende objekter i fremtiden.

Lad os starte med definitionerne af NTP FSK 2017 (herefter uddrag fra dokumentet med forklaringer)

Som vi kan se, ifølge FSK's holdning, er kun de understationer, der bruger udstyr, der understøtter IEC-61850-standarder, digitale.

Det er værd at bemærke, at IEC-61850-standarderne oprindeligt blev udviklet til drift inden for en enkelt understation, så information leveres til kontrolcentret ved hjælp af andre protokoller (normalt IEC-60870-5-104), hvilket tilsyneladende ikke modsiger udtrykket " digital understation”

Den vigtigste definition efter min mening er, fordi den indeholder kravet om at bruge optiske CT'er og elektroniske VT'er, som de mest avancerede teknologier fra IEC-61850 (SV) sættet. Det viser sig, at hvis en understation ikke indeholder disse elementer, så kan den ikke betragtes som digital. Således er der i Rusland endnu ikke en enkelt digital understation, fordi alle eksisterende OTT og ETN er forbundet til relæbeskyttelse, der kun virker på signalet (for eksempel RusHydro digitale teststed ved Nizhny Novgorod vandkraftstation).

Dermed er den digitale understation fremtidens teknologi.

Samme måde. Alle enheder skal understøtte kommunikation i henhold til IEC-61850-8-1 standarder (MMS, GOOSE). MMS-teknologi er beregnet til udveksling med enheder på øverste niveau (op til ACS-serveren på en specifik understation), og GOOSE-teknologien er beregnet til horisontal udveksling mellem relæbeskyttelsesterminaler og bay-controllere. Mikroprocessorbaserede digitale indgange og relæer burde således være fortid. Gode ​​nyheder for dem, der er trætte af at strække terminaler

Men dette er meget interessant nyhed for designere - nu er det nødvendigt ikke kun at bygge, men også at designe digitale understationer i overensstemmelse med IEC-61850-standarderne.

I bund og grund betyder det, at du ikke skal designe på papir eller i AutoCAD, med efterfølgende overførsel til papir, men umiddelbart i digital form. De der. Som et resultat heraf bør konstruktøren modtage en færdig opgave til opsætning af relæbeskyttelse og automatiske styresystemer i digital form (en fil i SCL-beskrivelsessprogformatet). Dette vil reducere opsætningstiden betydeligt, men kan øge designtiden. For at sikre, at tiden til projektudvikling ikke øges, er det nødvendigt at lave standardprojekter for hver transformerstationsforbindelse. Det er, hvad FGC UES i øjeblikket gør som en del af udviklingen af ​​den nationale profil IEC-61850.

Endnu et punkt - nu for at sikre funktionaliteten af ​​relæbeskyttelsessystemet, skal du beregne parametrene for det lokale netværk (LAN). De der. Relæbeskyttelse og automatisering vil slippe af med diskrete kredsløb, men vil afhænge af understationens kommunikationsnetværk.

Alle funktioner af relæbeskyttelse og automatiserede kontrolsystemer på understationen vil blive strengt standardiseret og implementeret på et sæt logiske knudepunkter. Læs afsnittet ovenfor igen - jeg tror, ​​at efterspørgslen efter programmører og isnart vil begynde at vokse i energisektoren) Hvordan har du det med det engelske sprog og abstrakt tænkning?

Nu skal du nøje overvåge understationens informationssikkerhed. Standardisering har en ulempe, fordi vira og anden malware er skrevet til de mest populære operativsystemer.

"Forældede" dataoverførselsprotokoller vil være mulige at bruge, men kun med seriøs begrundelse.

Hvilke konklusioner kan drages af dette dokument?

Måske vil jeg ikke drage nogen konklusioner denne gang, fordi jeg ikke er ekspert i disse teknologier.

Hvad synes du? Vil den digitale understation gå til masserne?

DIGITALT

SUBSTATION

DIGITALT

SUBSTATION

INTERAKTIV STYRING AF UNDERSTATIONENS EGNE BEHOVSSYSTEMER VIA DET INDUSTRIELLE CONTROLLER TOUCH PANEL

MIKROPROCESSORBESKYTTELSE OG AUTOMATISKE TERMINALER, ELEKTRISKE ENERGIMÅLERE, UNDERSTØTTER IEC 61850-PROTOKOLLER

TRADITIONELLE STRØM- OG SPÆNDINGSTRANSFORMATORER MED BUSKOBLINGSENHED

MÅLINGER, STYRING OG SIGNALING ER IMPLEMENTERET I ET SCADA-SYSTEM STYRET VIA EN INDUSTRIEL COMPUTER MED ET TOUCH HMI-PANEL

Hvad er en digital understation?

Dette er en understation udstyret med et kompleks af digitale enheder, der sikrer funktionen af ​​relæbeskyttelse og automatiseringssystemer, elmåling, automatiserede proceskontrolsystemer og registrering af nødhændelser i henhold til IEC 61850-protokollen.

Implementeringen af ​​IEC 61850 gør det muligt at forbinde alt det teknologiske udstyr i en understation med et enkelt informationsnetværk, hvorigennem ikke kun data overføres fra måleenheder til relæbeskyttelse og automatiseringsterminaler, men også styresignaler.

En eksklusiv løsning er blevet tilgængelig

IEC 61850 standarden er meget velkendt i transformerstationer med en forsyningsspændingsklasse på 110 kV og derover, vi tilbyder en løsning til anvendelse af denne standard i klasserne 35 kV, 10 kV og 6 kV.

Hvorfor er en digital understation nødvendig?

Reducer designtiden med 25 %

Typificering af kredsløb og funktionelle løsninger. Reduktion af antallet af funktionelle kredsløb og terminalrækker i relærum i celler.

Reducerer mængden af ​​installations- og idriftsættelsesarbejde med 50 %

Der anvendes en meget præfabrikeret løsning. Anlægget installerer koblingsudstyr til hoved- og hjælpekredsløb. Indbyrdes skabsforbindelser af driftsstrømssystemer lægges, automatiserede processtyringssystemer og automatiske strømforsyningssystemer installeres. Parametrisering, konfiguration og test af relæbeskyttelse og automatiseringssystemer udføres.

Reducer vedligeholdelsesomkostningerne med 15 %

Overgang fra planlagt vedligeholdelse baseret på tid til vedligeholdelse baseret på udstyrs tilstand gennem On-line diagnostik af udstyrets tilstand. Dette reducerer antallet af medarbejderbesøg for at udføre rutinemæssig vedligeholdelse.

100 % af driftsomskiftningen udføres eksternt med videoovervågning af driften

Enkel integration af alle systemer i et enkelt digitalt rum giver dig mulighed for at styre understationen sikkert og hurtigt, samt integrere den i det automatiserede proceskontrolsystem på andre niveauer.

Hvordan det virker?

DIGITAL SUBSTATION IEC 61850

Kunden forsynes med digitale komplette transformerstationer, der er 100% fabriksklare, inklusive alle hovedstationssystemer: automatiserede processtyringssystemer, automatiserede strømforsyningssystemer og strømforsyningssystemer.

Koblingsanlæg "Classics" har moderne arkitektur og opfylder med hensyn til deres design og driftsparametre alle moderne krav i højeste grad. Takket være det brede net af hovedkredsløbsdiagrammer opnås høj fleksibilitet i design og anvendelse af koblingsudstyr.

Alle 10 kV koblingsceller installeret i transformerstationen er udstyret med et elektrisk drev til jordafbryder og et tilbagetrækkeligt kassetteelement med en kontakt.

SKP-modulet er en speciel elektrisk beholder med isolering, udstyret med lys-, varme- og ventilationssystemer og elektrisk udstyr indbygget i den.

Disse moduler har høj fabriksberedskab med korte installations- og idriftsættelsestider, hvilket sammen med høj korrosionsbestandighed og evnen til at fungere under barske klimatiske forhold gør dem uundværlige i konstruktionen af ​​komplette transformerstationer.

■ En modulbygning kræver ikke vedligeholdelse i hele dens levetid.

■ Fabriksanlæg giver garanti for korrosionsbeskyttelse og maling i hele levetiden.

■ En modulbygning har en varmetabseffekt på højst 4 kW ved normal drift (udetemperatur-40 °C, indetemperatur +18 °C) og 3 kW i energisparetilstand (udetemperatur -40 °C, indvendig temperatur +5 °C).

SKP-moduler er lavet af metal med en aluminium-zink-belægning (Al-55%-Zn-45%), hvilket giver garanteret beskyttelse mod korrosion i hele modulernes levetid.

Hvordan det virker?

Hvordan det virker?

DIGITAL SUBSTATION IEC 61850

Koblingsskabe er udstyret med mikroprocessorbeskyttelse og automatiseringsterminaler samt analog-til-digital-omformere. Konvertering af analoge signaler til digitale strækker sig ikke ud over grænserne for ét koblingsskab.

Til drift af beskyttelse mod afbryderfejl kræves ZMN, AVR, LZSh, lysbuebeskyttelse, DZT, OBR, interterminal kommunikation. Takket være IEC 61850-protokollen transmitteres alle signaler mellem terminaler via et optisk kabel eller et Ethernet-kabel. På denne måde sker kommunikationen mellem skabene kun over en digital kanal, hvilket eliminerer behovet for traditionelle kredsløb, der forbinder skabene.

Brugen af ​​optisk eller Ethernet-kabel i stedet for konventionelle signalkabler reducerer varigheden og omkostningerne ved nedetid under stationerne under rekonstruktionen af ​​sekundært udstyr og skaber mulighed for nem og hurtig omkonfiguration af relæbeskyttelses- og automatiseringssystemet.

De fleste af de diskrete signaler, der transmitteres mellem relæbeskyttelse og automatiseringsenheder, påvirker direkte hastigheden af ​​nødeliminering, så signaltransmission udføres ved hjælp af IEC 61850-8.2-protokollen. (GÅS), som er kendetegnet ved høj ydeevne.

Transmissionstid for én GOOSE-datapakke

beskeder ikke overstiger 0,001 sekunder.

Var nu

Overførslen af ​​målinger og diskrete signaler fra relæbeskyttelse og automatiseringsenheder til det automatiserede proceskontrolsystem udføres via MMS-protokollen (ved hjælp af bufferede og ubuffrede rapporteringstjenester). Når telesignal- og telemålingssystemer fungerer, transmitteres en stor mængde data. For at reducere belastningen på informationsnetværket anvendes MMS-protokollen, som er karakteriseret ved kompaktheden af ​​den transmitterede information.

Hvordan det virker?

IEC 61850 dataoverførselsprotokollen giver mulighed for selvdiagnosticering af udstyr og alle systemer installeret på transformerstationen i realtid. Hvis der registreres afvigelser fra den normale driftstilstand, aktiverer systemet automatisk backup-kredsløbet, og driftspersonalet modtager en tilsvarende meddelelse.

Systemet analyserer de modtagne data og genererer anbefalinger til udstyrsvedligeholdelse, som giver dig mulighed for at ændre driftsprincippet fra regelmæssig planlagt forebyggende vedligeholdelse til at arbejde ved forekomsten af ​​funktionsfejl. Dette driftsprincip gør det muligt at reducere personaleomkostninger til udstyrsvedligeholdelse.

Takket være IEC 61850-protokollen med et standardiseret interface er det muligt at bruge udstyr fra enhver producent, der understøtter denne protokol, når man designer en understation. Den centrale behandlingsstation har mulighed for nemt at integreres i et automatiseret proceskontrolsystem på øverste niveau.

Hvordan det virker?

DIGITAL SUBSTATION IEC 61850

Den digitale understation ETZ Vector implementerer fuld fjernstyring af alle koblingsenheder af forbindelser: afbryder, udtageligt element, jordingskontakt. Således udføres fuldstændig fjernstyring af transformerstationen, hvilket øger personalesikkerheden markant.

Indsamling af information fra hele understationen og styring af koblingsenheder i realtid udføres ved hjælp af Scada-systemet, som er inkluderet i grundpakken til alle ETZ Vector digitale understationer.

En automatiseret arbejdsstation er tilvejebragt for betjeningspersonale på transformerstationen og/eller i kontrolcentret. Scada-systemet giver dig mulighed for at visualisere de signaler og hændelser, der opstår i transformerstationen og giver detaljerede oplysninger om alarmen eller hændelsen i et grafisk display.

Derudover er en af ​​funktionerne i Scada-systemet udsendelsen af ​​videobilleder fra kameraer installeret i cellerummene, hvilket giver dig mulighed for at overvåge tilstanden af ​​skifteenheder.

Scada-systemet kan nemt integreres med alle softwaresystemer på topniveau, så det vil ikke være svært at inkludere en transformerstation i et enkelt digitalt rum i energidistriktet.