Автоматизация энергосистем
Автоматизация энергосистем (англ. power-system automation) — это процесс автоматического управления энергетической системой с помощью измерительных и управляющих устройств. Автоматизация подстанций подразумевает использование данных от интеллектуальных электронных устройств (IED, англ. intelligent electronic device), встроенных средств управления и автоматизации внутри подстанции, а также управляющих команд от удалённых пользователей для управления оборудованием энергосистемы.
Поскольку полная автоматизация подстанций зависит от интеграции, эти термины часто используются как синонимы. Автоматизация энергосистем охватывает процессы, связанные с производством и доставкой электроэнергии. Мониторинг и управление системами энергопередачи как на подстанциях, так и на воздушных линиях способствуют снижению числа отключений и сокращению их длительности. Интеллектуальные электронные устройства, протоколы связи и методы коммуникации функционируют совместно как система для реализации автоматизации энергосистем[1].
Понятие «энергетическая система» описывает совокупность устройств, составляющих физические системы производства, передачи и распределения электроэнергии. Система автоматизации и управления (I&C, англ. instrumentation and control system) — это совокупность устройств, которые осуществляют мониторинг, управление и защиту энергосистемы. Многие системы автоматизации энергосистем мониторятся и управляются с помощью АСДУ (SCADA, англ. supervisory control and data acquisition).
Задачи автоматизации
Автоматизация энергосистем включает в себя ряд задач.
- Сбор данных
- Под сбором данных понимается получение измеренных аналоговых значений тока или напряжения, либо информации о состоянии контактов (открыт/закрыт). Собранные данные могут быть использованы непосредственно на устройстве, переданы другому устройству на подстанции или отправлены из подстанции в одну или несколько баз данных для использования операторами, инженерами, планировщиками и администрацией.
- Мониторинг
- Процессы, выполняемые компьютерами и персоналом, осуществляют наблюдение за состоянием энергосистемы с применением собранных данных. Операторы и инженеры получают информацию дистанционно на дисплеях компьютеров и настенных графических панно либо локально — с помощью панельных дисплеев и ноутбуков.
- Управление
- Управление подразумевает отправку управляющих команд устройствам для функционирования средств автоматизации и самой энергетической системы. Традиционные системы АСДУ (SCADA) требуют участия оператора, который осуществляет наблюдение и инициирует команды с рабочей станции. Обслуживающий персонал также может управлять устройствами с помощью кнопок на панели или ноутбука.
Дополнительной задачей является интеграция энергосистемы — передача данных к, от или между IED и удалёнными пользователями. Интеграция подстанций заключается в объединении локальных данных IED, чтобы на подстанции имелась единая точка доступа ко всей информации системы управления и автоматизации.
Автоматизация энергосистем основывается на сборе данных, мониторинге и управлении — все эти процессы взаимодействуют автоматически и скоординированно. Управляющие команды генерируются автоматически и передаются точно так же, как команды, инициируемые операторами.
Аппаратная структура автоматизации энергосистем
Система сбора данных
Измерительные трансформаторы и защитные реле используются для определения напряжения и тока в энергосистеме. Эти устройства физически подключаются к оборудованию энергосети и преобразуют фактические сигналы. Преобразователи (трансдукторы) переводят аналоговый выход измерительного трансформатора в другое значение величины или тип сигнала, например, из переменного тока в постоянное напряжение. Также входные данные поступают от вспомогательных контактов коммутационного и управляющего оборудования энергосистемы.
Основное устройство автоматизации и управления (I&C)
Устройства управления и автоматизации, построенные на основе микропроцессоров, обычно называют интеллектуальными электронными устройствами (IED). Микропроцессоры — это однокристальные компьютеры, которые позволяют таким устройствам обрабатывать данные, принимать команды и передавать информацию, подобно компьютеру. В IED могут выполняться автоматические процессы. Примеры IED, используемых в автоматизации энергосистем:
- Дистанционное терминальное устройство (RTU)
- IED, который может быть размещён на удалённом объекте и служит точкой подключения внешних сигналов. Для каждого контакта и преобразуемого значения проводится отдельная пара медных проводников между устройством энергосистемы и панелями внутри RTU. RTU может передавать собранные данные другим устройствам, а также получать данные и управляющие команды. Программируемые RTU называют «интеллектуальными RTU».
- Счётчик
- Счётчик — это IED для точного измерения параметров тока, напряжения и мощности энергосистемы. Значения спроса и пиковые нагрузки сохраняются во внутренней памяти для истории работы энергосистемы.
- Цифровой регистратор аварийных событий
- Такой регистратор (DFR) записывает информацию о нарушениях в работе энергосистемы в цифровом формате по заданному событию. Например, фиксируются гармоники, частота, напряжение.
- Программируемый логический контроллер (ПЛК)
- ПЛК можно программировать для выполнения логических операций. Как и у RTU, каждый контакт подключается отдельной парой проводников внутри ПЛК. ПЛК работает «по команде» пользователя.
- Защитное реле
- IED, предназначенное для выявления нарушений в работе энергосистемы и автоматического выполнения управляющих воздействий для защиты персонала и оборудования. Локальное подключение контактов позволяет не выводить их на центральную панель RTU.
Исполнительные (выходные) устройства
- Регулятор под нагрузкой (tap-changer, LTC)
- Устройства, предназначенные для изменения положения ответвления на трансформаторах. Могут работать автоматически, либо по команде от локального IED или удалённого оператора.
- Контроллер АПВ (recloser)
- Дистанционно управляет работой автоматических повторных включателей. Контроллеры мониторят и запоминают параметры энергосистемы, определяют моменты срабатывания, а также принимают команды от удалённых операторов и процессов.
Устройства связи
- Коммуникационный процессор
- Контроллер подстанции, сочетающий функции множества других I&C устройств в одном IED. Обладает несколькими портами для одновременных соединений. Осуществляет сбор данных и управление другими IED подстанции, обеспечивает концентрацию информации для передачи нескольким главным устройствам или внешним системам.
Применение
Защита от перегрузок
Все линии и электротехническое оборудование должны быть защищены от длительного перенапряжения и перегрузки. Если причина перегрузки близка — отключение производится немедленно. Если причина находится вне локального участка, предусмотрена резервная защита, автоматически отключающая все затронутые цепи с соответствующей задержкой во времени.
Однако отключение может приводить к каскадным отказам, вызывая последующие перегрузки в других цепях, которые также должны быть отключены автоматически.
Кроме того, генераторы, внезапно потерявшие нагрузку из-за подобных защитных операций, должны быть немедленно отключены, и на восстановление баланса между потреблением и выработкой может уйти много часов. Дополнительно требуется корректная Синхронизация перед повторным соединением фрагментов энергосистемы.
Повторное автоматическое включение автоматических выключателей часто применяется — например, во время гроз.
Диспетчерское управление и сбор данных (SCADA)
АСДУ (SCADA, англ. supervisory control and data acquisition system) — система передачи и приёма команд либо данных от технологических приборов и оборудования. Элементы энергосистемы — от разъединителей до целых электростанций — могут управляться дистанционно по каналам связи на большие расстояния. Используется дистанционное переключение, телеметрия сетей (отображение параметров напряжения, тока, мощности, направления и потребления в кВт⋅ч и т. п.), а также автоматическая синхронизация.
Оптоволокно
Энергокомпании обеспечивают защиту линии высокого напряжения с помощью постоянного мониторинга. Такое наблюдение требует обмена информацией между энергоподстанциями, чтобы контролировать каждую аварию и сигнализацию. Ранее телекоммуникационные сети строились на металлических проводах, однако на подстанциях присутствуют мощные электромагнитные поля, и в таких условиях провода подвержены помехам.
Для селективной изоляции аварийных участков на линиях высокого напряжения, трансформаторах и других важных элементах используются телезащитные схемы, предполагающие постоянный обмен критически важными данными. Для бесперебойной работы телекоммуникационная сеть обязана обладать высокой надёжностью, производительностью, качеством и минимальными задержками сигнала.
Сначала для этих целей использовались медные провода, однако 56-64 кбит/с каналы оказались слишком уязвимы к электромагнитным помехам, замыканиям на землю и разности потенциалов. Сильные электромагнитные поля, постоянно возникающие на подстанциях, особенно при авариях, нарушают работу меди.
Вследствие этого надёжность связей между релейными устройствами приобрела критическое значение. Эти каналы должны быть устойчивы к воздействиям, характерным для высоковольтных участков: частотной наводке, повышенному потенциалу земли.
Поэтому отрасль перешла на волоконно-оптические линии — они не нуждаются в заземлении и не подвержены электрическим помехам, исключая многие ошибки, свойственные электрическим соединениям. Стандартом стало использование полностью оптических соединений между релейными устройствами и мультиплексорами (см. IEEE C37.94).
Более совершенные схемы защиты строятся на принципах отказоустойчивых сетей: не прямое соединение устройств, а избыточные каналы передачи данных, что повышает надёжность обмена критической информацией.
C37.94
IEEE C37.94 (англ. IEEE Standard for N Times 64 Kilobit Per Second Optical Fiber Interfaces Between Teleprotection and Multiplexer Equipment) — стандарт IEEE, опубликованный в 2002 году. Определяет правила соединения телезащитных и мультиплексорных устройств энергокомпаний через оптоволоконные интерфейсы. Стандарт задаёт формат передачи данных по оптоволокну, специфицирует стандарты физических разъемов для многомодового оптоволокна, а также поведение устройств при обрыве связи, характеристики сигнала и времени.
Системы телезащиты обязаны быстро изолировать повреждения для предотвращения разрушения сети и сбоев электроснабжения. Стандарт C37.94 определён как программируемый интерфейс n×64 кбит/с (n=1…12) по многомодовому оптоволокну для прозрачной передачи данных между реле и мультиплексорами на расстояния до 2 км. Для больших дистанций отрасль затем перешла к одномодовому оптоволокну.
C37.94 регламентирует оборудование защиты и связи на подстанциях, метод восстановления частоты, допустимые джиттеры, физические соединения, а также действия оборудования при любых аномалиях связи. Стандарт реализован многими производителями реле защиты (ABB, SEL, RFL, RAD), а также тестеров (Net Research NetProbe 2000, ALBEDO, VEEX). Оборудование телезащиты поддерживает различные интерфейсы передачи данных — в частности, по C37.94 для оптоволокна и по электрическим стандартам G.703, 64 кбит/с (co-directional) и E1.