Kuinka luoda laitteita digitaalisille sähköasemille. Digitaaliset sähköasemat Venäjällä: prosessi on alkanut Digitaalisesti ohjattujen muuntaja-asemien käyttö

Uudet teknologiat nykyaikaisten ohjausjärjestelmien tuotantoon ovat siirtyneet tieteellisen tutkimuksen ja kokeilun vaiheesta käytännön käyttöön. Nykyaikaisia ​​tiedonvaihtostandardeja on kehitetty ja ollaan toteuttamassa. Digitaalisia suojaus- ja automaatiolaitteita käytetään laajalti. Laitteiston ja ohjelmiston ohjausjärjestelmiä on kehitetty merkittävästi. Uusien kansainvälisten standardien syntyminen ja nykyaikaisen tietotekniikan kehitys avaavat mahdollisuuden innovatiivisiin lähestymistapoihin voimalaitosten automaation ja ohjauksen ongelmien ratkaisemiseksi, mikä mahdollistaa uudentyyppisen sähköaseman - digitaalisen sähköaseman (DSS) luomisen. DPS:n tunnusomaisia ​​piirteitä ovat: älykkäiden mikroprosessorilaitteiden läsnäolo ensisijaiseen laitteistoon, lähiverkkojen käyttö viestintään, digitaalinen menetelmä tiedon saamiseksi, sen siirto ja käsittely, sähköaseman automatisointi ja sen hallintaprosessit. Digitaalinen sähköasema on jatkossa älykkään verkon (Smart Grid) keskeinen osa.

Eri automaatio- ja ohjausjärjestelmien asiantuntijat tulkitsevat termiä "digitaalinen sähköasema" edelleen eri tavalla. Ymmärtääksemme, mitä tekniikoita ja standardeja sovelletaan digitaaliseen sähköasemaan, jäljitetään APCS- ja RPA-järjestelmien kehityshistoriaa. Automaatiojärjestelmien käyttöönotto alkoi telemekaniikkajärjestelmien myötä. Kauko-ohjauslaitteet mahdollistivat analogisten ja diskreettien signaalien keräämisen USO-moduuleilla ja mittausmuuntimilla. Telemekaniikkajärjestelmien pohjalta kehitettiin ensimmäiset prosessinohjausjärjestelmät sähköasemille ja voimalaitoksille. APCS mahdollisti paitsi tiedon keräämisen, myös sen käsittelyn sekä tiedon esittämisen käyttäjäystävällisessä käyttöliittymässä. Ensimmäisten mikroprosessorirelesuojausten myötä näiden laitteiden tietoja alettiin integroida myös automatisoituihin prosessinohjausjärjestelmiin. Vähitellen digitaalisilla liitännöillä varustettujen laitteiden määrä lisääntyi (hätäautomaatio, teholaitteiden valvontajärjestelmät, tasavirtasuojan ja aputarpeiden valvontajärjestelmät jne.). Kaikki tämä alemman tason laitteista saatu tieto integroitiin prosessinohjausjärjestelmään digitaalisten rajapintojen kautta. Huolimatta digitaalisten tekniikoiden laajasta käytöstä rakennusautomaatiojärjestelmissä, tällaiset sähköasemat eivät ole täysin digitaalisia, koska kaikki alkutiedot, mukaan lukien apukosketinten tila, jännitteet ja virrat, välitetään analogisten signaalien muodossa kojeistosta toiminnanohjaukseen. piste, jossa jokainen alemman tason laite digitoi erikseen. Esimerkiksi sama jännite syötetään rinnan kaikkiin alemman tason laitteisiin, jotka muuttavat sen digitaaliseen muotoon ja siirtävät sen prosessinohjausjärjestelmään. Perinteisillä ala-asemilla eri osajärjestelmissä käytetään erilaisia ​​viestintästandardeja (protokollia) ja tietomalleja. Suojaus-, mittaus-, kirjanpito-, laadunvalvontatoimintoja varten suoritetaan yksittäisiä mittausjärjestelmiä ja tietovuorovaikutusta, mikä lisää merkittävästi sekä automaatiojärjestelmän toteuttamisen monimutkaisuutta sähköasemalla että sen kustannuksia.

Siirtyminen laadukkaasti uusiin automaatio- ja ohjausjärjestelmiin on mahdollista käyttämällä digitaalisen sähköaseman standardeja ja teknologioita, joihin kuuluvat:

1. IEC 61850 -standardi:
laitteen tietomalli;
sähköaseman yhtenäinen kuvaus;
vertikaaliset (MMS) ja horisontaaliset (GOOSE) vaihtoprotokollat;
protokollat ​​virtojen ja jännitteiden (SV) hetkellisten arvojen siirtoon;

2. digitaaliset (optiset ja elektroniset) virta- ja jännitemuuntajat;
3. analogiset multiplekserit (yhdistysyksiköt);
4. USO-etämoduulit (Micro RTU);
5. älykkäät elektroniset laitteet (IED).

IEC 61850 -standardin pääominaisuus ja ero muista standardeista on, että se ei säätele vain tiedonsiirtoon liittyviä kysymyksiä yksittäisten laitteiden välillä, vaan myös piirien kuvauksen - sähköaseman, suojauksen, automaation ja mittausten, laitekonfiguroinnin - virallistamiseen liittyviä kysymyksiä. Standardi mahdollistaa uusien digitaalisten mittauslaitteiden käyttämisen perinteisten analogisten mittareiden (virta- ja jännitemuuntajien) sijaan. Tietotekniikat mahdollistavat siirtymisen digitaalisten integroitujen järjestelmien ohjaamien digitaalisten sähköasemien automatisoituun suunnitteluun. Kaikki tietoliikenne tällaisilla sähköasemilla tapahtuu digitaalisesti muodostaen yhden prosessiväylän. Tämä avaa mahdollisuuden nopeaan suoraan tiedonvaihtoon laitteiden välillä, mikä mahdollistaa viime kädessä kuparikaapeliliitäntöjen ja laitteiden määrän vähentämisen sekä niiden kompaktimman järjestelyn.
DIGITAALISEN SIIROMAAN RAKENNE

Tarkastellaanpa tarkemmin IEC 61850 -standardin mukaisesti valmistetun digitaalisen ala-aseman rakennetta (kuva). Digital Substation -tekniikalla rakennetun voimalaitoksen automaatiojärjestelmä on jaettu kolmeen tasoon:
kenttätaso (prosessitaso);
yhteyden taso;
aseman tasolla.

Kenttätaso koostuu:
ensisijaiset anturit erillisen tiedon keräämiseen ja ohjauskomentojen lähettämiseen kytkinlaitteisiin (mikro-RTU);
ensisijaiset anturit analogisen tiedon keräämiseen (digitaaliset virta- ja jännitemuuntajat).

Yhteystaso koostuu älykkäistä elektronisista laitteista:
ohjaus- ja valvontalaitteet (liitäntäohjaimet, monitoimiset mittauslaitteet, ASKUE-mittarit, muuntajalaitteiden valvontajärjestelmät jne.);
releen suojausterminaalit ja paikallinen hätäautomaatio.

Asemataso koostuu:
huipputason palvelimet (tietokantapalvelin, SCADA-palvelin, etäohjauspalvelin, prosessitiedon keruu- ja siirtopalvelin jne., tiedon keskitin);
Sähköaseman henkilökunnan työasema.

Järjestelmän rakenteen pääominaisuuksista on ensinnäkin tarpeen erottaa uusi "kenttä" taso, joka sisältää innovatiivisia laitteita ensisijaisen tiedon keräämiseen: etäkäyttöjärjestelmät, digitaaliset instrumenttimuuntajat, sisäänrakennetut mikroprosessoridiagnostiikkajärjestelmät teholle varusteet jne.

Digitaaliset instrumenttimuuntajat lähettävät hetkellisiä jännitteitä ja virtoja IEC 61850-9-2 -protokollan mukaisesti kenttätason laitteisiin. Digitaalisia instrumenttimuuntajia on kahdenlaisia: optisia ja elektronisia. Optiset instrumenttimuuntajat ovat edullisimpia luotaessa ohjaus- ja automaatiojärjestelmiä digitaaliselle sähköasemalle, koska niissä käytetään innovatiivista mittausperiaatetta, joka sulkee pois sähkömagneettisten häiriöiden vaikutuksen. Elektroniset instrumenttimuuntajat perustuvat perinteisiin muuntajiin ja käyttävät erikoistuneita analogia-digitaalimuuntimia.

Digitaalisten instrumenttimuuntajien tiedot, sekä optiset että elektroniset, muunnetaan Ethernet-lähetyspaketeiksi käyttämällä IEC 61850-9 -standardin tarjoamia multipleksereitä (yhdistysyksiköitä). Multipleksereiden tuottamat paketit välitetään Ethernet-verkon (prosessiväylän) kautta yhteystason laitteisiin (APCS:n, RPA:n, PA:n jne. ohjaimet). Lähetetyn datan näytteenottotaajuus ei ole huonompi kuin 80 pistettä per jakso RPA:lla ja PA-laitteet ja 256 pistettä jaksoa kohden APCS:lle, AIIS KUE:lle jne.

Kytkinlaitteiden sijainnit ja muut diskreetit tiedot (ohjaustapapainikkeiden asennot, taajuusmuuttajien lämmityspiirien tila jne.) kerätään kytkinlaitteiden välittömään läheisyyteen asennettujen USO-etämoduuleiden avulla. Etä-USO-moduuleissa on relelähdöt kytkinlaitteiden ohjaamiseen ja ne synkronoidaan vähintään 1 ms:n tarkkuudella. Tietojen siirto etäkäyttöisistä USO-moduuleista tapahtuu kuituoptisen tiedonsiirron kautta, joka on osa IEC 61850-8-1 (GOOSE) -protokollan mukaista prosessiväylää. Ohjauskomentojen siirto kytkinlaitteisiin tapahtuu myös etäkäyttöisten USO-moduulien kautta käyttäen IEC 61850-8-1 (GOOSE) -protokollaa.

Teholaitteet on varustettu sarjalla digitaalisia antureita. Muuntajien ja kaasueristeisten laitteiden valvontaan on olemassa erikoisjärjestelmiä, joissa on digitaalinen liitäntä prosessinohjausjärjestelmiin integroitavaksi ilman erillisiä tuloja ja 4-20 mA antureita. Nykyaikaiset GIS-järjestelmät on varustettu sisäänrakennetuilla digitaalisilla virta- ja jännitemuuntajilla, ja GIS:n ohjauskaapit mahdollistavat etäkäyttöjärjestelmän asentamisen erillisten signaalien keräämiseen. Digitaalisten antureiden asennus kojeistoon tehdään tehtaalla, mikä yksinkertaistaa suunnitteluprosessia sekä asennus- ja käyttöönottotöitä laitoksella.

Toinen ero on keskitason (tiedonkeskittimet) ja ylemmän (palvelin ja työasema) tason integrointi yhdeksi asematasoksi. Tämä johtuu tiedonsiirtoprotokollien yhtenäisyydestä (IEC 61850-8-1 -standardi), jossa keskikerros, joka aiemmin suoritti työn muuntaessaan tietoa eri formaateista yhteen muotoon integroitua prosessinohjausjärjestelmää varten, on vähitellen. menettää tarkoituksensa. Yhteystasoon kuuluvat älykkäät elektroniset laitteet, jotka vastaanottavat tietoa kenttätason laitteilta, suorittavat tiedon loogista käsittelyä, välittävät ohjaustoimenpiteitä kenttätason laitteiden kautta ensisijaiselle laitteelle sekä välittävät tietoa myös asematasolle. Näitä laitteita ovat liitäntäohjaimet, MPRZA-liittimet ja muut monitoimiset mikroprosessorilaitteet.

Seuraava rakenteen ero on sen joustavuus. Digitaalisen sähköaseman laitteet voidaan valmistaa modulaarisella periaatteella ja mahdollistaa monien laitteiden toimintojen yhdistämisen. Digitaalisten sähköasemien rakentamisen joustavuuden ansiosta voimme tarjota erilaisia ​​ratkaisuja voimalaitoksen ominaisuudet huomioon ottaen. Jos olemassa olevaa sähköasemaa päivitetään ilman teholaitteita vaihtamatta, voidaan asentaa USO-etäkaappeja ensisijaisen tiedon keräämiseksi ja digitoimiseksi. Samanaikaisesti etäkäyttöliittymät sisältävät erillisten I/O-korttien lisäksi suoria analogisia tulokortteja (1/5 A), joiden avulla voidaan kerätä, digitoida ja lähettää tietoja perinteisistä virta- ja jännitemuuntajista IEC 61850-9:ssä. -2 protokollaa. Tulevaisuudessa ensiölaitteiden uusiminen kokonaan tai osittain, mukaan lukien sähkömagneettisten muuntajien korvaaminen optisilla, ei johda kytkentä- ja sähköaseman tasojen muutoksiin. GIS:n käytössä on mahdollista yhdistää etäyleispalvelun, yhdistämisyksikön ja yhteysohjaimen toiminnot. Tällainen laite on asennettu kojeiston ohjauskaappiin ja mahdollistaa kaikkien lähtötietojen (analogisen tai diskreetin) digitalisoinnin sekä liitäntäohjaimen toiminnot ja paikallisohjauksen varmuuskopiointitoiminnot.

IEC 61850 -standardin myötä useat valmistajat ovat julkaisseet digitaalisia sähköasematuotteita. Tällä hetkellä IEC 61850 -standardin käyttöön liittyviä projekteja on jo saatu päätökseen ympäri maailmaa, mikä osoittaa tämän tekniikan edut. Valitettavasti jo nyt digitaalisen sähköaseman nykyaikaisia ​​ratkaisuja analysoitaessa voidaan havaita melko löysä tulkinta standardin vaatimuksista, mikä voi johtaa tulevaisuudessa epäjohdonmukaisuuksiin ja ongelmiin jo nykyaikaisten ratkaisujen integroinnissa automaation alalla. .

Nykyään Venäjä työskentelee aktiivisesti Digital Substation -teknologian kehittämiseksi. Pilottiprojekteja on käynnistetty, ja johtavat venäläiset yritykset ovat alkaneet kehittää kotimaisia ​​tuotteita ja ratkaisuja digitaaliselle sähköasemalle. Mielestämme uusia digitaaliseen sähköasemaan keskittyviä teknologioita luotaessa on noudatettava tiukasti IEC 61850 -standardia, ei pelkästään tiedonsiirtoprotokollien, vaan myös järjestelmän rakentamisen ideologian osalta. Standardin vaatimusten noudattaminen helpottaa uusiin teknologioihin perustuvien tilojen päivittämistä ja ylläpitoa tulevaisuudessa.

Vuonna 2011 johtavat venäläiset yritykset (NPP EKRA LLC, EnergopromAvtomatization LLC, Profotek CJSC ja NIIPT OJSC) allekirjoittivat yleissopimuksen strategisen yhteistyön järjestämisestä yhdistääkseen tieteelliset, tekniset, insinööri- ja kaupalliset toimet digitaalisten sähköasemien luomiseksi Venäjälle. Liitto.

IEC 61850:n mukaisesti kehitetty järjestelmä koostuu kolmesta tasosta. Prosessiväylää edustavat optiset muuntajat (ZAO Profotek) ja etäkäyttöinen USO (microRTU) NPT Expert (LLC EnergopromAvtomatization). Yhteystaso - NPP EKRA LLC:n mikroprosessorisuojaus ja EnergopromAvtomatization LLC:n NPT BAY-9-2 -liitäntäohjain. Molemmat laitteet hyväksyvät IEC 61850-9-2:n mukaiset analogiset tiedot ja IEC 61850-8-1 (GOOSE) mukaiset erilliset tiedot. Asemataso perustuu SCADA NPT Expertiin, jossa on IEC 61850-8-1 (MMS) -tuki.

Osana yhteisprojektia kehitettiin myös tietokoneavusteinen suunnittelujärjestelmä DSS - SCADA Studiolle, kehitettiin Ethernet-verkkorakenne erilaisille rakennusvaihtoehdoille, koottiin digitaalisen sähköaseman layout ja tehtiin yhteisiä testejä mm. testipenkki OAO NIIPT:ssä.

Digitaalisen sähköaseman toimiva prototyyppi esiteltiin Venäjän sähköverkot-2011 -näyttelyssä. Pilottiprojektin toteuttaminen ja digitaalisten sähköasemalaitteiden täysimittainen tuotanto on suunniteltu vuodelle 2012. Digitaaliaseman venäläiset laitteet ovat läpäisseet täyden mittakaavan testauksen ja niiden yhteensopivuus IEC 61850 -standardin mukaisesti eri ulkomaisten (Omicron, SEL, GE, Siemens jne.) ja kotimaisten (LLC Prosoft-Systems, NPP) laitteiden kanssa. Dinamika ja muut) yritykset.

Oman venäläisen digitaalisen sähköaseman ratkaisun kehittäminen mahdollistaa paitsi kotimaisen tuotannon ja tieteen kehittämisen myös maamme energiavarmuuden parantamisen. Tehtyjen teknisten ja taloudellisten indikaattorien tutkimusten perusteella voimme päätellä, että uuden ratkaisun kustannukset siirtyessä sarjatuotantoon eivät ylitä rakennusautomaatiojärjestelmien perinteisten ratkaisujen kustannuksia ja tarjoavat useita teknisiä etuja, kuten:
kaapeliyhteyksien merkittävä väheneminen;
mittausten tarkkuuden parantaminen;
suunnittelun, käytön ja huollon helppous;
yhtenäinen tiedonsiirtoalusta (IEC 61850);
korkea melunsieto;
korkea palo- ja räjähdysturvallisuus ja ympäristöystävällisyys;
APCS- ja RPA-laitteiden I/O-moduulien lukumäärän vähentäminen, mikä alentaa laitteiden kustannuksia.

Monet muut ongelmat vaativat lisätarkastuksia ja -ratkaisuja. Tämä koskee digitaalisten järjestelmien luotettavuutta, laitteiden konfigurointikysymyksiä sähköasema- ja teholiitäntöjen tasolla, julkisesti saatavilla olevien suunnittelutyökalujen luomista eri mikroprosessori- ja päälaitteiden valmistajille. Pilottiprojektien puitteissa vaaditun luotettavuustason varmistamiseksi tulee ratkaista seuraavat tehtävät.

1. Digitaalisen sähköaseman kokonaisuuden ja yksittäisten järjestelmien optimaalisen rakenteen määrittäminen.
2. Kansainvälisten standardien harmonisointi ja kotimaisen sääntelydokumentaation kehittäminen.
3. Automaatiojärjestelmien metrologinen sertifiointi, mukaan lukien AISKUE-järjestelmät, standardin IEC 61850-9-2 tuella.
4. Digitaalisten sähköasemalaitteiden luotettavuutta koskevien tilastojen kerääminen.
5. Toteutus- ja käyttökokemuksen kertyminen, henkilöstön koulutus, osaamiskeskusten perustaminen.

Tällä hetkellä maailmassa on aloitettu IEC 61850 -sarjan standardeihin perustuvien digitaalisten sähköasemaluokan ratkaisujen massakäyttöönotto, Smart Grid -ohjausteknologioita otetaan käyttöön, automatisoitujen prosessinohjausjärjestelmien sovelluksia otetaan käyttöön. "Digital Substation" -tekniikan käytön pitäisi tulevaisuudessa mahdollistaa energialaitosten suunnittelun, käyttöönoton, käytön ja ylläpidon kustannuksia merkittävästi alentavan.

Aleksei Danilin, SO UES OJSC:n automatisoitujen ohjausjärjestelmien johtaja, Tatyana Gorelik, APCS-osaston johtaja, Ph.D., Oleg Kirijenko, insinööri, NIIPT OJSC Nikolai Doni, edistyneen kehityksen osaston johtaja, EKRA Research and Production Enterprise

Nykyään puhutaan paljon Digital Substation -teknologiasta. Aikaisemmin tätä aihetta kehitettiin Venäjällä FGC UES:n alaisuudessa suurille sähköasemille ultrakorkeille jänniteluokille (220 kV ja enemmän), mutta nyt sitä löytyy myös vaatimattommista tiloista. Lisäksi digitaalisten teknologioiden käytön kannalta edistyneimmät ovat useat kokeelliset 110 kV sähköasemat, kuten Tyumenenergon Olimpiyskaya-sähköasema. Tämä johtuu osittain yrityksistä alentaa koealueiden kustannuksia, osittain pyrkimyksestä vähentää vahinkoja, jotka aiheutuvat uusien laitteiden mahdollisesta virheellisestä toiminnasta todellisessa sähköjärjestelmässä.

Samaan aikaan ei ole aina selvää, mitä sähköasemaa voidaan pitää täysin digitaalisena? Digitaalisten teknologioiden käyttöönotto energia-alalla alkoi yli 20 vuotta sitten ensimmäisten mikroprosessoripohjaisten releen suojausyksiköiden ilmaantuessa, jotka pystyttiin integroimaan automatisoituihin ohjausjärjestelmiin digitaalisten viestintäkanavien kautta.

Mutta nykyään digitaalinen sähköasema ymmärretään yleensä hieman erilaisena kohteena.

Tänä vuonna julkaistun FSK 35-750 kV sähköaseman prosessisuunnittelustandardin (päivätty 25.8.2017) myötä tätä asiaa voidaan käsitellä tarkemmin. Uskon, että artikkeli on hyödyllinen paitsi viestintätekniikoista kiinnostuneille, myös yksinkertaisille välittäjille, joista monet joutuvat käsittelemään samanlaisia ​​​​objekteja tulevaisuudessa.

Aloitetaan NTP FSK 2017:n määritelmillä (jäljempänä otteita asiakirjasta selityksineen)

Kuten näemme, FGC:n aseman mukaan digitaalisia ovat vain ne ala-asemat, joissa käytetään IEC-61850 standardeja tukevia laitteita.

On syytä huomata, että IEC-61850-standardit kehitettiin alun perin yhden sähköaseman toimintaa varten, joten tiedot lähetetään valvomoon muilla protokollilla (yleensä IEC-60870-5-104), mikä ei ilmeisesti ole ristiriidassa termin kanssa. "digitaalinen sähköasema"

Mielestäni tärkein määritelmä, koska se sisältää vaatimuksen käyttää optisia CT:itä ja elektronisia VT:itä, edistyneimpinä teknologioina IEC-61850 (SV) -sarjasta. Osoittautuu, että jos sähköasema ei sisällä näitä elementtejä, sitä ei voida pitää digitaalisena. Näin ollen Venäjällä ei ole vielä yhtä digitaalista sähköasemaa, koska vain signaalille toimiva relesuojaus on kytketty kaikkiin olemassa oleviin OTT:ihin ja ETN:ihin (esimerkiksi RusHydro digitaalinen testipaikka Nižni Novgorodin vesivoimalassa).

Digitaalinen alaasema on siis tulevaisuuden tekniikkaa.

Samalla tavalla. Kaikkien laitteiden on tuettava IEC-61850-8-1 (MMS, GOOSE) viestintää. MMS-tekniikka on tarkoitettu vaihtoon ylemmän tason laitteiden kanssa (tietyn sähköaseman ACS-palvelimeen asti), ja GOOSE-tekniikka on tarkoitettu horisontaaliseen vaihtoon rele- ja automaatiopäätteiden ja kenttäohjaimien välillä. Näin ollen mikroprosessorilaitteiden erillisten tulojen ja releiden tulisi jäädä menneisyyteen. Hyviä uutisia niille, jotka ovat kyllästyneet terminaalien venyttämiseen

Mutta tämä on erittäin mielenkiintoinen uutinen suunnittelijoille - nyt on välttämätöntä paitsi rakentaa, myös suunnitella digitaalisia sähköasemia IEC-61850-standardien mukaisesti.

Pohjimmiltaan tämä tarkoittaa, että sinun ei pitäisi suunnitella paperille tai AutoCADissa, ja sen jälkeen siirretään paperille, vaan välittömästi digitaalisessa muodossa. Nuo. Suunnittelijan tulee lähdössä saada valmis tehtävä releen suojaus- ja automaatiolaitteiston asettamiseen digitaalisessa muodossa (tiedosto SCL-kuvauskielimuodossa). Tämä lyhentää huomattavasti asennusaikaa, mutta saattaa pidentää suunnitteluaikaa. Jotta projektikehitykseen käytettävä aika ei pidentyisi, on jokaiselle sähköasemaliittymälle laadittava vakioprojektit. Tätä FGC UES tekee parhaillaan osana kansallisen IEC-61850-profiilin kehittämistä.

Vielä yksi kohta - nyt, jotta varmistetaan releen suojaus- ja automaatiojärjestelmän toiminta, on tarpeen laskea paikallisverkon (LAN) parametrit. Nuo. RPA pääsee eroon erillisistä piireistä, mutta riippuu sähköaseman tietoliikenneverkosta.

Kaikki sähköaseman releen suojaus- ja automaatiojärjestelmän toiminnot standardoidaan tiukasti ja toteutetaan joukolla loogisia solmuja (looginen solmu). Lue yllä oleva kappale uudelleen - Uskon, että ohjelmoijien ja IT-asiantuntijoiden kysyntä alkaa pian kasvaa energia-alalla) Miten pärjäät englannin kielen ja abstraktin ajattelun kanssa?

Nyt on tarpeen seurata tiiviisti sähköaseman tietoturvaa. Standardoinnilla on haittapuolensa, koska virukset ja muut haittaohjelmat on kirjoitettu suosituimpiin käyttöjärjestelmiin.

”Vanhentuneita” tiedonsiirtoprotokollia voidaan käyttää, mutta vain vakavalla perusteella.

Mitä johtopäätöksiä tästä asiakirjasta voidaan tehdä?

Ehkä tällä kertaa en tee johtopäätöksiä, koska en ole näiden teknologioiden asiantuntija.

Mitä mieltä sinä olet? Meneekö digitaalinen sähköasema "massoille"?

DIGITAALINEN

SÄHKÖASEMA

DIGITAALINEN

SÄHKÖASEMA

SÄHKÖASEMAPALVELUJÄRJESTELMIEN INTERAKTIIVINEN OHJAUS TEOLLISUUSOHJAIMEN KOSKETUSPANEELIN KAUTTA

MIKROPROSESSORIPITEET SUOJAUKSEEN JA AUTOMAATIOON, SÄHKÖMITTARIT TUKEVAT IEC 61850 PROTOKOLLAA

PERINTEELLISET VIRTAMUUNTAJAT JA JÄNNITEMUUNTAJAT YHDESSÄ VÄLÄLIITTYMÄN KANSSA

MITTAUKSET, OHJAUS JA SIGNALOINTI TOTEUTETAAN SCADA-JÄRJESTELMÄSSÄ, jota OHJAAN TEOLLISUUSTIETOKONEELLA HMI-KOSKETUSPANEELILLA

Mikä on digitaalinen sähköasema?

Tämä on sähköasema, joka on varustettu digitaalisilla laitteilla, jotka varmistavat releen suojaus- ja automaatiojärjestelmien, sähkönmittauksen, automaattisten prosessinohjausjärjestelmien ja IEC 61850 -protokollan mukaisten hätätapahtumien rekisteröinnin toiminnan.

IEC 61850:n toteutus mahdollistaa sähköaseman kaikkien teknisten laitteiden liittämisen yhteen tietoverkkoon, jonka kautta ei välitetä ainoastaan ​​mittauslaitteista RPA-päätteisiin tulevaa dataa, vaan myös ohjaussignaaleja.

Ainutlaatuinen ratkaisu on tullut saataville

IEC 61850 -standardi tunnetaan erittäin hyvin sähköasemilla, joiden syöttöjänniteluokka on 110 kV ja sitä korkeampi, tarjoamme ratkaisun tämän standardin soveltamiseen 35 kV, 10 kV ja 6 kV luokissa.

Miksi digitaalinen sähköasema on tarpeen?

Vähennä suunnitteluaikaa 25 %

Piirien ja toiminnallisten ratkaisujen tyyppi. Vähentää toiminnallisten piirien, naparivien määrää kennojen releosastoissa.

Vähentää asennus- ja säätötöiden määrää 50 %

Käytetään korkean esivalmistusasteen ratkaisua. Tehdas suorittaa kojeistolaitteiden asennukset pää- ja apupiireihin. Käytössä olevien järjestelmien kaapinvälisiä kommunikaatioita rakennetaan, automatisoituja prosessinohjausjärjestelmiä, ASKUE asennetaan. RPA-järjestelmien parametrointi, konfigurointi ja testaus suoritetaan.

Vähennä ylläpitokustannuksia 15 %

Siirtyminen määräaikaisesta huollosta ajan mukaan huoltoon laitteiston tilan mukaan laitteiden tilan On-line-diagnoosin ansiosta. Tämä vähentää työntekijöiden rutiinihuoltomatkoja.

100 % toiminnallinen kytkentä suoritetaan etänä toimintojen videovalvonnalla

Kaikkien järjestelmien yksinkertainen integrointi yhteen digitaaliseen tilaan mahdollistaa sähköaseman turvallisen ja tehokkaan hallinnan sekä muiden prosessien ohjausjärjestelmien integroinnin järjestelmään.

Kuinka se toimii?

DIGITAALINEN SIJOITUSASEMA IEC 61850

Asiakkaalle toimitetaan 100-prosenttisesti tehdasvalmiit digitaaliset pakatut muuntaja-asemat, mukaan lukien kaikki tärkeimmät sähköasemajärjestelmät: APCS, ASKUE ja SN.

KRU "Classic" on moderni arkkitehtuuri ja täyttää suunnittelultaan ja toimintaparametreiltaan kaikki nykyajan vaatimukset korkeimmalla tasolla. Laajan pääpiirikaavioiden ruudukon ansiosta kytkinlaitteiden suunnittelussa ja käytössä saavutetaan suuri joustavuus.

Kaikki sähköasemalle asennetut 10 kV kojeistokennot on varustettu maadoituskytkimen sähkökäytöllä ja ulosvedettävällä kytkimellä varustetulla kasettielementillä.

SKP-moduuli on eristetty sähkökontti, joka on varustettu valaistus-, lämmitys- ja ilmanvaihtojärjestelmillä sekä siihen sisäänrakennetuilla sähkölaitteilla.

Näillä moduuleilla on korkea tehdasvalmius lyhyellä asennus- ja käyttöönottoajalla, mikä yhdessä korkean korroosionkestävyyden ja ankarissa ilmasto-olosuhteissa toimivuuden kanssa tekee niistä välttämättömiä kokonaisten muuntaja-asemien rakentamisessa.

■ Modulaarinen rakennus ei vaadi huoltoa koko käyttöikänsä aikana.

■ valmistaja antaa korroosionesto- ja maalaustakuun koko käyttöiän ajan.

■ Moduulirakennuksen lämpöhäviökapasiteetti on enintään 4 kW normaalikäytössä (ulkolämpötila-40°C, sisälämpötila +18°C) ja 3 kW energiansäästötilassa (ulkolämpötila -40°C, sisälämpötila +5°C).

SKP-moduulit on valmistettu metallista alumiinisinkkipinnoitteella (Al-55%-Zn-45%), mikä takaa taatun suojan korroosiota vastaan ​​moduulien koko käyttöiän ajan.

Kuinka se toimii?

Kuinka se toimii?

DIGITAALINEN SIJOITUSASEMA IEC 61850

Kojeistokaapit on varustettu mikroprosessoriliittimillä suojausta ja automaatiota varten sekä analogia-digitaalimuuntimilla. Analogisten signaalien muuntaminen digitaalisiksi ei ylitä yhtä kojeistoa.

Suojausten UROV, ZMN, AVR, LZSH, valokaarisuojauksen, DZT, OBR toimintaa varten tarvitaan terminaalien välinen yhteys. IEC 61850 -protokollaa käyttämällä kaikki signaalit päätteiden välillä siirretään yhdellä optisella kaapelilla tai yhdellä Ethernet-kaapelilla. Kaappien välinen vaihto tapahtuu siis vain digitaalisella kanavalla, mikä eliminoi kaappeja yhdistävien perinteisten piirien tarpeen.

Optisen kaapelin tai Ethernet-kaapelin käyttö perinteisten signaalikaapeleiden sijaan lyhentää sähköaseman seisokkien kestoa ja kustannuksia toissijaisten laitteiden saneerauksen aikana ja luo mahdollisuuden suoja- ja automaatiojärjestelmän helppoon ja nopeaan uudelleenkonfigurointiin.

Suurin osa releen suojaus- ja automaatiolaitteiden välisistä erillisistä signaaleista vaikuttaa suoraan hätätilan poistumisnopeuteen, joten signaali välitetään IEC 61850-8.2 -punktiolla. (GOOSE), jolle on ominaista korkea suorituskyky.

Yhden GOOSE-datapaketin lähetysaika

viestien pituus ei ylitä 0,001 sekuntia.

Tuli

Mittausten ja erillisten signaalien siirto RPA-laitteista APCS-järjestelmään tapahtuu MMS-protokollalla (puskuroitujen ja puskuroimattomien raporttipalveluiden avulla). Telesignalointi- ja telemetriajärjestelmien toiminnan aikana siirretään suuri määrä dataa. Tietoverkon kuormituksen vähentämiseksi käytetään MMS-protokollaa, jolle on tunnusomaista lähetettävän tiedon tiiviys.

Kuinka se toimii?

IEC 61850 -tiedonsiirtoprotokolla mahdollistaa laitteiden ja kaikkien sähköasemalle asennettujen järjestelmien reaaliaikaisen itsediagnoosin. Jos havaitaan poikkeamia normaalista toimintatilasta, järjestelmä aktivoi automaattisesti varapiirin ja käyttöhenkilöstölle annetaan vastaava viesti.

Järjestelmä analysoi vastaanotetut tiedot ja tuottaa suosituksia laitteiden huoltoon, jonka avulla voit muuttaa työskentelyperiaatteen säännöllisestä ennaltaehkäisevästä huollosta toimimaan toimintahäiriöiden ilmetessä. Tämä toimintaperiaate mahdollistaa laitteiden ylläpidon henkilöstökulujen alentamisen.

Standardoidulla rajapinnalla varustetun IEC 61850 -protokollan ansiosta sähköasemaa suunniteltaessa on mahdollista käyttää minkä tahansa tätä protokollaa tukevan valmistajan laitteita. DSP on helppo integroida ylemmän tason prosessinohjausjärjestelmään.

Kuinka se toimii?

DIGITAALINEN SIJOITUSASEMA IEC 61850

Digitaalisessa ala-asemassa ETZ Vector on toteutettu kaikkien liitäntöjen kytkinlaitteiden täysi kauko-ohjaus: katkaisija, ulosvedettävä elementti, maadoituskytkin. Siten sähköaseman täydellinen ohjaus suoritetaan etänä, mikä lisää merkittävästi henkilöstön turvallisuutta.

Tiedonkeruu koko sähköasemalta ja kytkinlaitteiden reaaliaikainen ohjaus tapahtuu Scada-järjestelmällä, joka sisältyy kaikkien ETZ Vector digitaalisten ala-asemien peruspakettiin.

Sähköasemalle ja/tai valvomoon suunnitellaan automatisoitua työpaikkaa operatiiviselle henkilökunnalle. Scada-järjestelmän avulla voit visualisoida sähköasemalla tapahtuvia signaaleja ja tapahtumia ja antaa yksityiskohtaista tietoa hälytyksestä tai tapahtumasta graafisessa näytössä.

Lisäksi yksi Scada-järjestelmän toiminnoista on videokuvan lähettäminen kennojen osastoihin asennetuista kameroista, jonka avulla voit seurata kytkinlaitteiden tilaa.

Scada - järjestelmä on helposti integroitavissa mihin tahansa huipputason ohjelmistojärjestelmiin, joten sähköaseman liittäminen yhteen energiapiirin digitaaliseen tilaan ei tule olemaan vaikeaa.