Global site

Сайт компании АББ использует cookies. Оставаясь здесь вы соглашаетесь на использование нами cookies. Узнать больше

Использование ЦИТ и шины процесса в РЗА и АСУТП

1.0 Введение

Цифровые подстанции завоевывают все большую популярность, находя применение на реальных коммерческих объектах, принимаемых в промышленную эксплуатацию предприятиями электроэнергетики. Основными стимулами для распространения этой технологии стали цифровые измерительные трансформаторы (ЦИТ) и автономные устройства сопряжения с шиной (УСШ), обменивающиеся данными по шине процесса МЭК 61850. Стандарт МЭК 61850 позволяет повысить общую надежность и отказоустойчивость подстанции XXI века, используя цифровую связь. В последнее время система измерения и АСУТП высокого напряжения была усовершенствована, что позволило использовать легко устанавливаемые датчики сразу с цифровым выходом, которые имеют отличную стабильность точности измерения и широкую полосу пропускания. Обеспечивая сразу цифровую коммуникацию, эти новейшие датчики поддерживают целостность сигнала и простоту присоединения благодаря использованию оптоволоконных связей. В отличие от предыдущих поколений оптических датчиков, которые имели некоторые проблемы с надежностью, новая конструкция оптоволоконного датчика тока FOCS сочетает в себе изоляцию, присущую оптическому датчику, и резервируемые системы питания, точной обработки и вывода сигналов, способных непосредственно взаимодействовать с автоматизированной системой управления технологическим процессом подстанции (АСУТП ПС). Эти современные оптические датчики в виде отдельностоящих устройств с современными полимерными изоляторами, свободными от масла и элегаза либо встроенные в другое силовое оборудование, такое как колонковые или баковые выключатели или КРУЭ, могут применяться для упрощения архитектуры сети УСШ и предлагают реализацию всех преимущества МЭК 61850 для предприятий электроэнергетики и потребителей.

Внедрение автономных УСШ обеспечивает унифицированный подход к оцифровке вторичных сигналов, присутствующих на распределительном устройстве (РУ). Этот подход также упрощает режим связи между оборудованием РУ и терминалами РЗА панели управления. Соответствуя стандарту МЭК 61850, эти УСШ легко виртуализируют любой имеющийся сигнал от стандартных трансформаторов тока и напряжения. Интеграция этих УСШ в так называемую шину процесса позволяет реализовать весь потенциал стандарта МЭК 61850.

Здесь рассмотрены основные варианты исполнения, достигнутые результаты и опыт эксплуатации, связанные с применением ЦИТ, совместно с гибкостью и модульностью автономных УСШ для системы ввода-вывода шины процесса. Также описан опыт установки датчиков в КРУЭ и готовность при реализации МЭК 61850-9-2.

Представлен обзор ключевых преимуществ цифровой подстанции, таких как безопасность, надежность, функциональное укрупнение и факторы, влияющие на снижение затрат заказчиков. Предприятия электроэнергетики нуждаются в повышении информированности о текущем состоянии подстанции, и цифровая подстанция предоставляет все возможности для обмена данными в режиме реального времени. Основные технологии решения на Цифровой подстанции: терминалы защит, усовершенствованная АСУТП ПС и современные измерительные трансформаторы – вот те преимущества, которые позволяют позиционировать стандарт МЭК 61850/Ethernet в качестве фактора продвижения технологии, а не создания препятствий.

2.0 Цифровая подстанция и проблемы промышленности

Цифровые подстанции продемонстрировали значительное развитие за последние два десятилетия. Внедрение микропроцессорных устройств в РЗА и АСУТП ПС произвело революцию на предприятиях электроэнергетики, привнеся с собой как плюсы так и минусы. Переход от простой сети к интеллектуальной (Smart Grid) позволил цифровому миру выйти далеко за рамки традиционной области РЗА и АСУТП. В идеале это обладание информацией о всех характеристиках каждой подстанции, объединенных в Smart Grid, что открывает возможность иметь её всегда под рукой. По-прежнему остаются проблемы, связанные с выполнением жестких нормативов стандартов по надежности и безопасности, тогда как на самом деле продвинутая и высокоинтеллектуальная АСУТП может фактически сделать сеть более защищенной и надежной. Другая проблема связана с тем, что персонал предприятий электроэнергетики сталкивается с необходимостью нахождения достаточного количества времени для изучения и исследования возможностей новых технологий, которые могли бы изменить перспективы РЗА и АСУТП энергосистемы. Будущая смена молодых инженеров РЗА и АСУТП находится в цифровом мире всю свою жизнь. По мере того как устаревающая инфраструктура продолжает ослабевать, энергосистема имеет очень мало инструментов, информирующих об оперативной готовности, позволяющих определять профилактические мероприятия по ограничению количества отключений и ущерба потребителей, обеспечивать восстановление питания потребителей в гораздо меньшие сроки и предоставлять информацию для анализа причин отказа и внесения необходимых улучшений.

Последняя проблема – это стареющий и уходящий на пенсию персонал. Количество специалистов, ежегодно покидающих нашу отрасль, просто обескураживает. Возвращаясь к молодому поколению, приходится отметить еще одну проблему – лояльность к компании или, точнее, недостаточную лояльность к компании. Уже ни для кого не секрет, что сегодняшние молодое поколение сотрудников не стремится работать у одного работодателя, и компании с растущим давлением бизнеса на производительность потеряли какие-либо рычаги воздействия, чтобы удерживать молодых сотрудников в тяжелые времена. С точки зрения технологии молодое поколение выросло в цифровом мире. Попытайтесь отнять у них iPhone или Droid – и начнется истерика. Если говорить серьезно, то цифровой мир в обществе стал возможным только благодаря объединению информации и ресурсов на единой платформе (открытые стандарты) и закону Мура по-прежнему подтверждающему, что если что-то невозможно сегодня, то технологии будут продолжать развиваться, позволяя реализовать это завтра.

Цифровая подстанция подчиняется тем же законам. Открытые стандарты уже разработаны и развились до такой степени, что разные производители (некоторые больше других) взаимодействуют на общей платформе. Технология полной оцифровки информации энергосистемы, а также скорость и качество обмена информацией позволяет повысить производительность в режиме реального времени и создает условия для использования всех преимуществ цифровой подстанции. Теперь встает вопрос, кто будет использовать эту новую технологию? Для ответа на него не нужно далеко заглядывать, поскольку молодое поколение обладает всеми возможностями для этого; более того, вся их сознательная жизнь прошла в эпоху цифровых технологий, поэтому они не боятся осваивать эти новые технологии и являются ключом к продвижению новой технологии для обновления систем РЗА и АСУТП в современном мире.

3.0 Стандарт МЭК 61850

При отсутствии стандартов мы возвращаемся в 90-е годы, когда использование собственных решений привело к тому, что система ABB не могла обмениваться данными с системой GE или что все продукты GEC устанавливались с модулями сетевого интерфейса (NIM), чтобы хотя бы попытаться получить минимальную информацию, доступную для диспетчеров. Сегодня промышленность может только благодарить Джона Бёрджера (John Burger) из American Electric Power за его дальновидность, поскольку он начал движение на американском рынке за то, чтобы перевести эту отрасль на общий стандарт. Зарождение инициативы EPRI LAN, создание UCA, и появление стандарта МЭК 61850 достойно отдельного изложения, а то, что было пройдено за последние двадцать лет, изменило перспективы сегодня и современные системы управления завтрашнего дня.


1.ABB-Protection-and-Control-System-Utilization-RU

Вторым уровнем иерархии связи, введенным в стандарте 2004 года, стала шина процесса, как определено в МЭК 61850-9-1 (двухточечная однонаправленная) и МЭК 61850-9-2 (многоточечная двунаправленная), предназначенная для связи между устройствами РЗА и АСУТП уровня ячейки и современными измерительными трансформаторами, установленными на первичном оборудовании этой ячейки. Уже 2-я редакция стандарта МЭК 61850 вышла за последние два года, часть МЭК 61850 9 1 была аннулирована, поскольку ее полезность и область применения были ограниченны. Стандарт МЭК 61850-9-2 посвященный основным атрибутам связи шины процесса определяет поток выборок измеренных мгновенных значений (SMV), когда современный датчик оцифровывает измерения тока и/или напряжения энергосистемы в пакет синхронизированных измеренных значений, передаваемый в устройства РЗА и АСУТП. Стандарт определяет не тип датчика или способ цифрового преобразования, а, скорее, опрашивающее информацию датчика УСШ и предписывает стандартный способ пакетирования и передачи выходных данных.

Передача выборок мгновенных значений между этими современными датчиками или ЦИТ и интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ) для функций РЗА и других целей позволяет осуществлять обмен цифровой информацией в реальном времени. Взаимосвязь между датчиками и исполнительными механизмами, которые физически вовлечены в технологический процесс энергосистемы, объясняет, почему термин «шина процесса» используется в качестве интерфейса с РЗА и АСУТП. Это позволяет внедрить стандарт оцифровки «последней мили» в АСУТП ПС и предоставляет широкий спектр преимуществ от использования цифровой подстанции.


2.ABB-Protection-and-Control-System-Utilization-RU

4.0 Цифровые измерительные трансформаторы для КРУЭ

Технология ЦИТ и шины процесса была опробована на серии из шести КРУЭ, наружной установки, смонтированной и введенной в эксплуатацию в 1999 году. Поскольку часть стандарта МЭК 61850-9 не была выпущена до 2004 года, то эти ранние системы были основаны на собственной архитектуре связи. Несмотря на это, опыт использования датчиков и цифровой обработки данных был бесценен и по-прежнему используется сегодня с современными УСШ, поддерживающими МЭК 61850-9-2. Применение оптоволоконных сетей не только исключает большое количество медных кабелей, но и повышает эксплуатационную безопасность за счет электрической изоляции процесса первичных цепей от вторичных.

Указанные выше семейства датчиков ЦИТ основаны на резервированных комплектах катушек Роговского для измерения тока и двух независимых емкостных делителях для измерения напряжения. Катушка Роговского – это простое устройство, часто используемое для измерения переменного тока. Она представляет собой вторичную обмотку вокруг тороида, когда первичный токоведущий проводник, проходит по центральной оси тороида. Токовый выходной сигнал датчика представляет собой напряжение, пропорциональное производной тока. Катушка Роговского обладает превосходной рабочей характеристикой с улучшенной линейностью и охватом широкого динамического диапазона от измерения до защиты; кроме того, она исключает основные проблемы стандартных трансформаторов тока такие как размыкание индуктивной цепи и насыщение магнитопровода в условиях КЗ. Современный датчик также не содержит масла, поэтому такое оборудование является экологически чистым и исключительно безопасным.


Полностью резервированная конструкция датчиков, включая соответствующую электронику, позволяет использовать две абсолютно независимые и параллельные системы релейной защиты, что повышает уровень оперативной готовности всей системы РЗА. Поскольку электронный блок датчика можно заменить независимо и без необходимости отключения всей системы защиты, для обслуживания и ремонта требуется меньше времени. А отсутствие необходимости соприкосновения с деталями, находящимися под высоким напряжением, значительно повышает безопасность проведения работ по обслуживанию. Кроме того, датчик в КРУЭ значительно экономит занимаемое пространство, поскольку он монтируется на токопровод или на изолятор гибридного выключателя, по сравнению с присутствием отдельностоящих или встроенных трансформаторов тока и напряжения, которые имеют намного большие размеры и занимают дополнительное пространство, необходимое под компоновку распределительного устройства подстанции.

Начиная с первой установки в 1999 году, на подстанциях Powerlink Australia было установлено более 300 таких ЦИТ вместе с электронными компонентами. Примечательно, что за более чем 10 лет службы ни один из первичных преобразователей не отказал. По эксплуатационным данным, средняя наработка на отказ (MTBF) электронного блока датчика составляет более 300 лет. Это демонстрирует исключительную надежность и высокую оперативную готовность датчиков даже в очень сложных климатических условиях Австралии.

5.0 Цифровые измерительные трансформаторы для ОРУ

В существующих энергосистемах измерение токов высоковольтного оборудования производятся с помощью громоздких и тяжелых трансформаторов тока (на фото показаны стандартные трансформаторы тока на 420 кВ с масляной изоляцией), имеющих либо масляную, либо элегазовую изоляцию. Они используют принцип электромагнитной индукции для генерации малого тока вторичной обмотки из тока первичной обмотки, обычно приравниваемый 5 А или 1 А при номинальном значении первичного тока. Этот вторичный ток подается в качестве входного сигнала для релейной защиты или счетчиков электроэнергии. Такие трансформаторы в течение многих десятилетий считались современным оборудованием, и они надежно работают в тяжелых условиях открытых распределительных устройств (ОРУ).

Однако, помимо их размера и массы, у них есть ряд дополнительных недостатков, основным из которых является то, что зачастую в результате магнитного насыщения и ограниченной ширины полосы пропускания форма волны тока вторичной обмотки не является точным воспроизведением волны тока первичной обмотки. Более 40 лет назад было признано, что эффект Фарадея сможет стать основой для новой улучшенной технологии измерения тока. Но только за последние 20 лет соответствующая технология стала достаточно зрелой, что позволило использовать её в качестве коммерчески оправданной основы для создания оборудования с применением оптоволоконного датчика тока (FOCS). Значительный прогресс, достигнутый в области оптической связи, обеспечил наличие множества созданных компонентов, которые можно по-новому использовать в FOCS, такие как источники света, волоконная оптика, модуляторы и фотоприемники.

В последние годы оптические датчики тока и напряжения стали объектом повышенного интереса для использования в передающих электросетях [1–3]. В частности, оптоволоконные датчики тока достигли того уровня, что нашли коммерческое применение не только в высоковольтных сетях, но и в промышленности, например, для измерения больших постоянных токов в установках получения металлов электролизом (алюминия, меди и т. д.) [4]. Оптические датчики обладают значительными преимуществами по сравнению со стандартными измерительными трансформаторами. Они по своей природе не зависят от магнитного насыщения и имеют полосу пропускания измерения в диапазоне килогерц (определяется скоростью передачи данных). Однако практически возможны полосы пропускания в диапазоне десятков или сотен килогерц. В результате оптоволоконные трансформаторы тока обеспечивают в пределах своего диапазона измерений точное воспроизведение волны тока первичной обмотки также в случае быстропереходных процессов, токов короткого замыкания и токов с апериодической составляющей. Кроме того, оптические трансформаторы тока имеют небольшие массу и размеры. Это позволяет использовать их не только в качестве отдельностоящих устройств, но и легко интегрировать их в другие аппараты. Снижаются занимаемая подстанцией площадь и стоимость монтажных работ. К другим преимуществам следует отнести повышенную безопасность (отсутствие риска, связанного с размыканием вторичных цепей ТТ или катастрофического отказа) и экологичность (отсутствие масла). Оптические датчики тока непосредственно совместимы с системой связи современной цифровой подстанции, что помогает исключить использование большого количества медных кабелей.

Современные оптоволоконные датчики тока FOCS были разработаны для использования в передающих электросетях, а также для измерения больших постоянных токов в промышленных установках. FOCS используют свет для определения точной величины тока по величине создаваемого им магнитного поля. К устройствам FOCS разработанным для высоковольтных подстанций относятся FOCS, встраиваемые в DCB (выключатели-разъединители), комплекты FOCS для встраивания в другое высоковольтное оборудование, такое как КРУЭ и генераторные выключатели, а также отдельностоящие оптоволоконные датчики тока (FOCS-FS), которые были совсем недавно предложены на рынке. Основное отличие заключается в том, что теперь эти новые современные датчики снабжены прямыми цифровыми выходами, а не аналоговыми, как было ранее.

5.1 Устройство и принцип действия FOCS

В устройствах FOCS используется эффект Фарадея, согласно которому в среде, подверженной воздействию магнитного поля, волны с левой и правой круговой поляризацией распространяются со слегка различающимися скоростями [4–8]. Основными компонентами FOCS являются оптоэлектронный модуль (OE) или электронный модуль датчика под потенциалом земли и измерительный волоконный контур, который охватывает проводник с током.

3.ABB-Protection-and-Control-System-Utilization-RU

В состав модуля OE входит полупроводниковый источник света и цепь детектирования с обратной связью с оптоволоконным поляризатором, оптический фазовый модулятор и процессор цифровых сигналов. Модуль посылает две световые волны с ортогональной линейной поляризацией в измерительный волоконный контур, состоящий из одного или нескольких витков. На входе в контур оптоволоконный преобразователь поляризации трансформирует волны с линейной поляризацией в волны с левой и правой круговой поляризацией. Эти световые волны распространяются по измерительному волокну контура в магнитном поле (создаваемого током) с разными скоростями под действием эффекта Фарадея, а это в свою очередь создает фазовый сдвиг. На конце волокна волны отражаются от зеркала и возвращаются по своему оптическому пути обратно в оптоэлектронный модуль, где они интерферируют на поляризаторе.

Сигнал, возникающий в результате интерференции, зависит от сдвига фаз и измеряется фотодиодом. Схема управления с обратной связью с помощью фазового модулятора постоянно наводит фазовый сдвиг, обратный индуцированному током так, чтобы разность фаз волн при интерференции на поляризаторе всегда оставалась равной нулю. Сигнал обратной связи, поступающий в модулятор, является, по существу, отображением первичного тока, а цифровой выходной сигнал датчика получается из этого сигнала. Особым преимуществом этой схемы детектирования с обратной связью является то, что сигнал полностью пропорционален первичному току во всем диапазоне измерений. Сдвиг фаз двух световых волн на пути вдоль измерительного волокна и обратно пропорционален числу витков волокна измерительного контура и линейному интегралу магнитного поля (циркуляции вектора напряженности) вдоль замкнутого контура, описываемого измерительным волокном. Поэтому геометрические параметры, такие как диаметр контура или положение проводника первичного тока внутри замкнутого измерительного контура – не влияют на сигнал. Токи за пределами контура также не влияют на измерение.

Преимущество измерительного волокна, работающего в режиме "на отражение", заключается в том, что датчик невосприимчив к механическим возмущениям. Зеркальный конец измерительного волокна меняет поляризации световых волн на противоположные. В результате фазовые сдвиги, вызванные механической вибрацией, взаимно компенсируют друг друга на пути вдоль измерительного волокна и обратно, в то время как необратимый магнитооптический фазовый сдвиг удваивается. Основная концепция такого датчика была изобретена в компании ABB в 1992 году и была позднее заимствована другими компаниями.

Путем выбора подходящего количества витков измерительного волокна, можно оптимизировать диапазон измерений для конкретной области применения. Типичный датчик, предназначенный для применения в передающих электросетях, имеет диапазон ± 180 кА. Диапазон рабочих температур измерительной головы (с контуром) составляет от -40°С до +105 °C. Оптоэлектронный модуль при работе на ОРУ устанавливается в обогреваемый шкаф. Он может работать параллельно с тремя измерительными контурами для охвата всех трех фаз обычно присутствующих в высоковольтной установке.

5.2 Гарантия точности и стабильности

Система FOCS предназначена для удовлетворения требований по точности как для измерения, так и защиты в передающих электросетях в соответствии с IEEE классом 0.15S, МЭК классами 0.2S и 5P, 5TPE. Для достижения таких характеристик важно, чтобы режим круговой поляризации световых волн в измерительном волоконном контуре сохранялся во всех условиях эксплуатации и не нарушался, например, механическим напряжением в измерительном волокне. Кроме того, необходимо учитывать температурную зависимость эффекта Фарадея (0,7 % на 100 °C). Были разработаны технологии, которые позволяют укладывать измерительное волокно, не допуская внутренних напряжений, и, по сути, компенсировать температурную зависимость эффекта Фарадея с помощью оптоволоконного преобразователя поляризации, который генерирует световые волны круговой поляризации [8]. Метод температурной компенсации проиллюстрирован на двух графиках ниже справа.

Как уже упоминалось, перед тем как свет попадет в волоконную катушку, оптоволоконный преобразователь поляризации (волоконный замедлитель) на входе в волоконный контур формирует из двух ортогональных линейно-поляризованных световых волн, поступающих из модуля оптоэлектроники, волну с левой и волну правой круговой поляризацией. Масштабный коэффициент (чувствительность к току) датчика меняется в зависимости от фазового запаздывания ρ, вводимого преобразователем поляризации, по параболическому закону, как показано на графике. Красный сегмент жирной кривой показывает, что масштабный коэффициент уменьшается при увеличении температуры замедлителя, что компенсируется противоположным влиянием температуры на эффект Фарадея.

Если запаздывание при нормальной температуре в помещении под действием преобразователя поляризации устанавливается примерно равным 100° вместо 90°, то уменьшение масштабного коэффициента замедлителя при повышении температуры (вдоль сегмента красной жирной кривой, показанного выше), просто уравновешивает соответствующее увеличение эффекта Фарадея, как показано на нижнем правом рисунке. Теоретическая зависимость масштабного коэффициента от температуры вычислена без влияния двулучепреломления возникающего в измерительном контуре при изгибании волокна. В случае значительного влияния двулучепреломления применяются некоторые модификации.

Как показано ниже, при такой конструкции выходной сигнал датчика становится независимым от температуры (погрешность значительно меньше ± 0,1 % в диапазоне по крайней мере от -40 до +85 °C) без дополнительной температурной компенсации с использованием термодатчика. Даже при температуре 105 °C измерительный контур датчика все еще соответствует требованиям точности измерений по IEEE классу 0.15 и МЭК классу 0.2.

Используемый физический принцип и правильный выбор материалов в сочетании с отсутствием каких-либо нелинейных эффектов гарантируют отличную предсказуемость и полностью линейную зависимость сигнала FOCS от величины первичного тока, показанную на следующих кривых.

Общая точность системы FOCS не зависит от диапазона измерительного тока, поэтому один и тот же датчик может быть спроектирован и использован как для защит, так и для измерения во всем динамическом диапазоне стандартного силового оборудования. Кроме того, система измеряет только мгновенные значения тока (точнее, в случае FOCS ABB ток измеряется в среднем в течение 700–800 наносекунд) без какого-либо эффекта влияния кривой «истории тока». Поэтому одну и ту же систему можно использовать как для измерения переменного, так и постоянного тока, а также для переменного тока с апериодической составляющей.

5.3 Применение FOCS


1. Трехфазный комплект FOCS

Датчик FOCS для применения на высоковольтных подстанциях может быть сконструирован в виде показанного здесь стандартного резервированного трехфазного комплекта, состоящего из двух оптоэлектронных модулей, трех измерительных голов и соединительных волоконных кабелей. Оптоэлектронный модуль (иногда также называемый электронным модулем датчика, или вторичным преобразователем) состоит из источника света и оптоэлектроники для опроса комплекта из трех измерительных волоконных контуров (3 фазы). Измерительная голова (первичный преобразователь) каждой фазы содержит по два измерительных волоконных контура. Два канала связи от каждой измерительной головы защищены стандартным прочным оптоволоконным кабелем с защитой от грызунов. Оптоволоконные разъёмы в оптоэлектронных модулях облегчают монтаж FOCS, поскольку отсутствует необходимость сращивания оптоволокна в полевых условиях.

Такой формат комплекта (особенно конструкция измерительной головы и размеры) может быть предусмотрен для установки внутри силового оборудования, такого как колонковые и баковые выключатели. Потенциально такие датчики могут быть встроены в разъединители и силовые трансформаторы.


2. Трехфазный отдельностоящий FOCS-FS

Отдельностоящий оптоволоконный датчик тока (FOCS-FS), изображенный ниже, предназначен для установки на ОРУ аналогично стандартным трансформаторам тока (ТТ). Однако он предлагает значительные преимущества по сравнению с трансформаторами тока.

Отдельностоящая система датчиков FOCS-FS поставляется на номинальные напряжения от 245 кВ до 800 кВ, она сконструирована с использованием резервированного комплекта 3-фазных датчиков (показанного выше) со встроенными измерительными головами, герметично установленными на полимерные изоляторы. Два оптоволокна, ведущих к измерительным контурам, защищены специальным кабелем, проведенным внутри опорного изолятора, заполненного азотом под низким давлением ради поддержания экологии окружающей среды. Кабель идет к земле через газовый объем и выходит из опорного изолятора через герметичную муфту. Оптоэлектронные модули вместе с резервированными источниками питания монтируются в шкафу, экранированном от электромагнитных помех. Этот шкаф может быть прикреплен к опоре одного из трех фазных опорных изоляторов или может свободно стоять на фундаменте.

Эта новая конструкция превосходит магнитную технологию стандартных трансформаторов тока по безопасности эксплуатации, она обеспечивает точное измерение тока и широкую полосу пропускания, экономию места и массы, а также экологичность. Широкая полоса пропускания FOCS и точное измерение переменной и переходной апериодической составляющих тока обеспечивают улучшенные функции релейной защиты и мониторинга подстанции. Цифровой интерфейс FOCS-FS предусматривает связь по стандарту МЭК 61850-9-2LE для прямой интеграции в АСУТП цифровых подстанций.


3. FOCS в колонковых автоматических выключателях

Теоретические выкладки предсказывали эффективность применения конструкции FOCS для испытания на реальной подстанции, когда FOCS был встроен в колонковый выключатель ABB. Отличная стабильность работы FOCS была проверена в ходе полевых испытаний на подстанции 420 кВ в течение пяти с лишним лет (на диаграммах справа показаны результаты после первых трех с половиной лет). Испытательная ячейка состояла из резервированной трехфазной системы FOCS (FOCS 1, FOCS 2), подключенной по протоколу МЭК 61850-9-2LE к терминалам цифровых реле, и стандартного трансформатора тока с защитными и измерительными сердечниками, который использовался в качестве эталона. Оптические датчики были встроены в колонковые выключатели HPL 420 кВ (см. ниже фотографию с объекта).

Небольшой и легко подстраиваемый размер волоконного контура датчика тока позволяет интегрировать его в электрооборудование, как например в колонковый выключатель, используя резервированную трехфазную систему FOCS. Каждая из трех кольцеобразных измерительных голов содержит по два волоконных контура и устанавливается на верхнем конце соответствующего полюса выключателя. Путь тока изменяется так, чтобы он проходил через измерительные контуры. Два волоконных подводника к контурам находятся в специальном защитном кабеле, подходящем для элегазовой атмосферы колонкового выключателя. Кабель проходит к земле внутри газового объема и выходит из полюса выключателя через герметичную муфту. Два трехфазных оптоэлектронных (OE) модуля установлены в шкафу рядом с выключателем или прикреплены к опорной раме выключателя. Как показано здесь резервированные линии МЭК 61850-9-2LE соединяют датчики с терминалами реле защит в ОПУ.

Это решение имеет много преимуществ:

  • Заводская сборка. Встраивание измерительных голов и OE модулей в колонковый выключатель производится на заводе. Единственная работа по монтажу, которую остается выполнить на месте эксплуатации, – это установка шкафа для модулей OE и развертывание волоконных кабелей.
  • Измерительная голова является частью полюса колонкового выключателя и не мешает установке колонкового выключателя на месте эксплуатации. Фактически необходимы лишь незначительные изменения в процедурах сборки колонкового выключателя.
  • Не требуется дополнительного изолятора для спуска волоконного кабеля с высокого напряжения до потенциала земли.
  • Нулевая занимаемая площадь: Пространство, необходимое под стандартный трансформатор тока или отдельностоящий оптический трансформатор тока, более не требуется. Это уменьшает размер ОРУ и экономит затраты на недвижимое имущество, особенно когда датчики встроены с выключателями-разъединители. Это может сэкономить почти ½ площади стандартной ОРУ.
  • Фундамент для трансформатора тока и опорные конструкции больше не нужны.
  • Наружное размещение модулей оптоэлектроники вблизи колонкового выключателя минимизирует длину оптоволоконного кабеля до датчика.
  • Процесс передачи цифровых оптических сигналов от электронного модуля датчика до ОПУ по резервированных каналам МЭК 61850-9-2LE невосприимчив к помехам. Конструкция колонкового выключателя со встроенным FOCS была проверена на соответствие требованиям соответствующих типовых испытаний, определенных стандартами МЭК. Испытания включали высоковольтные, испытания режимом T100 (т. е. коммутация выключателем при высоком токе и напряжении), испытания на нагрев (при токе 4000 А), а также испытание на механический ресурс, состоящие из более 10 000 циклов ВО.

Была проверена точность работы датчика до, во время и после испытаний.

График кривой, слева, показывает фактическое КЗ, зафиксированное установкой, которая была измерена FOCS 1, см. кривую (a). Кривая (b) показывает разность сигналов от системы FOCS (FOCS 1) и от сердечников защиты и измерения стандартного трансформатора тока за тот же период времени.

Эти кривые иллюстрируют превосходную работу FOCS в случае токов КЗ с апериодической составляющей, когда обе системы FOCS этой фазы показывают одну и ту же реакцию при практически нулевой разности сигналов (черная сплошная кривая, b). Напротив, реакция защитного и измерительного сердечника трансформатора тока сильно различаются. Максимальная погрешность в переходном режиме измерительного сердечника трансформатора тока примерно на 200 мс шкалы (b) соответствует примерно 90 % от фактического мгновенного значения тока. Это видно по соответствующим разностям сигналов с FOCS 1 и с защитного и измерительного сердечников трансформатора тока (красная пунктирная и синяя штриховая кривые соответственно).



5.4 Обеспечение надежности

Требования робастности и надежности применяются к новым технологиям, таким как оптоволоконные датчики тока. Поэтому, независимо от реализации: в виде монтируемого комплекта, отдельностоящей высоковольтной системы или встроенной в высоковольтные выключатели – технология FOCS уже хорошо себя зарекомендовала при работе в тяжелых условиях установок получения металлов электролизом и при использовании в выключателях в течение нескольких лет. Требования к надежности работы высоковольтных подстанций являются одними из самых строгих – незначительная или нулевая потребность в обслуживании или повторной калибровке в течение всего срока службы на месте эксплуатации. Надежность систем, поставляемых сегодня на рынок, была подтверждена в составе FOCS и его компонентов путем проведения собственных испытаний на ускоренное старение и долгосрочных эксплуатационных испытаний. Различные функции самодиагностики в оптоэлектронных модулях постоянно контролируют работу датчика, гарантируя корректность данных на выход. Кроме того, докоммерческие полевые установки служат для приобретения опыта монтажа и наладки новой технологии и подтверждения ее надежности в условиях подстанции.

5.5 Преимущества FOCS

Принимая во внимание использование в передающих электросетях, следует упомянуть особые преимущества систем FOCS:

A. Высокая точность 
В пределах полосы пропускания, определяемой скоростью выходных данных, датчик передает истинное отображение формы кривой первичного тока, не подверженное влиянию магнитного насыщения или остаточной намагниченности сердечника. Апериодическая составляющая тока корректно отображается. Датчик предназначен для использования как для защиты, так и для измерений.

B. Снижение воздействия на окружающую среду 
FOCS экономит алюминий, медь, изоляционные материалы и трансформаторное масло, которые входят в состав стандартного трансформатора тока. Например, трансформатор тока на 550 кВ может иметь массу около 3,5 т, включая до 500 кг масла.

C. Способность не занимать площади на подстанции 
Датчик может не быть отдельностоящим устройством, а может быть встроен или добавлен к другому силовому оборудованию, например: в выключатели или на вводы – как показано на рисунке.

D. Безопасность эксплуатации
Риск катастрофического отказа сведен к минимуму или устранен благодаря характерной изолирующей способности оптических кабелей и использованию полимерных изоляторов для отдельностоящего исполнения. Безопасность эксплуатации обеспечивается за счет устранения проблем, связанных с размыканием вторичной обмотки трансформатора тока, поскольку все выходные сигналы являются оптическими цифровыми сигналами, а электронные компоненты гальванически развязаны и, следовательно, изолированы от высокого напряжения.

E. Цифровая связь
Оптоволоконная шина процесса МЭК 61850-9-2LE соединяет FOCS с устройствами АСУТП и РЗА уровня ячейки и заменяет большое количество медных кабелей – до нескольких десятков километров на подстанцию. Она также обеспечивает большую гибкость при первичной или последующей конфигурации подстанции. Скорость передачи данных составляет 4 или 4,8 кГц при частоте сети 50 или 60 Гц соответственно. Кроме того, реализованы более высокие скорости передачи данных с 256 выборками мгновенных значений за период промышленной частоты (которая составляет 12,8 или 15,36 кГц для частоты сети 50 или 60 Гц соответственно), а если использовать некоторые альтернативные варианты интерфейса, то технически возможна скорость передачи данных вплоть до нескольких сотен килогерц (это может представлять интерес в других областях применения).

5.6 Забегая вперед

Технология FOCS будет использоваться в качестве платформы для создания других вариантов высоковольтного применения. Переменный диаметр измерительной головы позволяет легко адаптировать датчик к такому высоковольтному оборудованию, как КРУЭ или генераторные выключатели. Выбирая должным образом количество витков измерительного волокна, можно обеспечить высокую точность при малых токах, например при измерениях тока нулевой последовательности. Широкая полоса пропускания FOCS и точное измерение переменного тока и переходной апериодической составляющей могут послужить стимулом для создания новой или улучшенной системы релейной защиты и мониторинга подстанции.

Использование FOCS на высоковольтных подстанциях означает, что измерение оцифровывается прямо в источнике и передается в виде цифрового сигнала по шине процесса в терминалы АСУТП и РЗА, а также в счетчики коммерческого учета. Это устраняет массу медных проводов от подстанции до ОПУ. Сочетание преимуществ оптоволоконного датчика тока с возможностями прямой цифровой коммуникации облегчит разработку цифровых подстанций и позволит сделать сеть более интеллектуальной. Кроме того, датчик более эко-эффективен, позволяет минимизировать площадь, занимаемую подстанцией и повысить безопасность эксплуатации. Новые варианты исполнения FOCS нацелены на жесткие требования по обеспечению точности в широком температурном диапазоне. По своей природе датчик не подвержен магнитному насыщению, что делает его идеальным для регистрации токов быстрых переходных процессов и короткого замыкания. Компактная конструкция позволяет обеспечить уменьшение площади, занимаемой подстанцией, поскольку он требует гораздо меньше пространства по сравнению со стандартными измерительными трансформаторами. Это также эко-эффективное решение, в котором не используется масло или элегаз и которое исключает риск взрыва.

FOCS – это один из серии цифровых измерительных трансформаторов (ЦИТ), которые могут сделать подстанции полностью цифровыми. Эти ЦИТ должны быть настолько же надежны, как и заменяемое стандартное оборудование, и они действительно надежны: За последние 30 лет реального опыта эксплуатации такие компании, как ABB, работающие над улучшением оптических датчиков, получили уникальный опыт в области повышения надежности этих систем. В частности, за последние годы только компания ABB установила более 650 устройств FOCS в различных отраслях промышленности, получив превосходные характеристики надёжности. Широкое использование ЦИТ делает подстанцию более простой, экономичной, компактной и эффективной.

6.0 Автономное УСШ (SAM) для стандартных ИТ

Несмотря на то, что ЦИТ являются идеальным решением для новых установок, необходимо также предусмотреть решения для модернизации существующих объектов. Для обеспечения перехода между стандартной и цифровой технологией используются автономные устройства сопряжения с шиной (УСШ) SAM. УСШ SAM применяется для оцифровки аналоговых сигналов трансформаторов напряжения и тока и передачи их по цифровой связи. Функции SAM показаны на рисунке ниже.

Система SAM600 объединяет измерения напряжения и тока, которые доступны на системной шине SAM600, в поток, соответствующий МЭК 61850-9-2LE. Этот комбинированный поток МЭК 61850-9-2LE доступен во всех точках доступа МЭК 61850 на всех модулях SAM600. Слияние потоков в точках доступа МЭК 61850 включено по умолчанию и может быть настроено с помощью параметров конфигурации. Для слияния потоков необходимы определенные критерии качества, которым должны соответствовать потоки, доступные на системной шине SAM600. Если эти критерии не выполняются, слияние потоков отключается.

Для обеспечения максимальной гибкости SAM имеет модульную конструкцию. К основным компонентам SAM относятся: интерфейс трансформатора тока, интерфейс трансформатора напряжения и модуль синхронизации времени.

SAM600-CT

SAM600-CT является интерфейсом для любых стандартных трансформаторов тока со вторичным номиналом в 1 или 5 А. Промежуточные трансформаторы тока не требуются, поскольку различные коэффициенты трансформации задаются параметрически с помощью инструмента конфигурации SAM600. Ток нейтрали, как предусмотрено в потоке МЭК 61850-9-2LE, может быть измерен непосредственно или рассчитан как сумма трех фазных значений. Предусмотрен двоичный вход для сигнализации статуса тестирования в потоке МЭК 61850-9-2LE с помощью соответствующего бита качества, чтобы обеспечить блокировку терминалов ИЭУ, принимающих поток 9-2LE. Вход может быть подключен к имеющемуся переключателю Тест. Полярность двоичного входа можно настраивать.

SAM600-VT

SAM600-VT является интерфейсом для любых стандартных трансформаторов напряжения с настраиваемым входным напряжением от 100 до 125 В (фаза-фаза) переменного тока вторичной стороны. Цепочка измерения калибруется и температурно компенсируется. Напряжение нейтрали, предусмотренное в потоке МЭК 61850-9-2LE, рассчитывается как сумма трех фазных напряжений. Предусмотрены двоичные входы для сигнализации следующих статусов в потоке МЭК 61850-9-2LE. Три входа, которые могут быть подключены ко вторичным контактам миниатюрных выключателей, предназначены для сигнализации сработавшего предохранителя фазы. Четвертый вход предназначен для сигнализации статуса тестирования в потоке. Этот вход может быть подключен к имеющемуся переключателю Тест. Полярность двоичных входов можно настраивать.

SAM600-TS

SAM600-TS обеспечивает синхронизацию времени и функциональность точки доступа МЭК 61850. Система SAM600 может работать в независимом режиме или синхронизироваться по сигналу секундного импульса (1PPS). И наоборот, SAM600 может синхронизировать через SAM600-TS другие УСШ или ИЭУ посредством пяти синхровыходов 1PPS. SAM600-TS включает две дополнительные точки доступа МЭК 61850, которые обеспечивают потоки МЭК 61850-9-2LE от системы SAM600 до уровня РЗА и АСУТП ячейки.

Модули SAM могут монтироваться на DIN-рейку и обычно размещаются в станционной панели или в коммутационных шкафах вблизи силового оборудования. На рисунке ниже показан коммутационный шкаф с резервированным SAM.

Придерживаясь одного стандарта МЭК 61850, эти УСШ могут легко сопрягаться с любым ЦИТ, совместимым с этим стандартом. Такая естественная комбинация открывает возможности применения этих устройств.

Модульный подход к сопряжению ИЭУ с шиной процесса обеспечивает дополнительную гибкость для маршрутизации сигналов датчиков в ИЭУ РЗА оптимальным способом. Он открывает возможности при реализации новых инженерных решений для существующих принципов защиты. Одним из лучших примеров является реализация децентрализованной защиты шин.

7.0 Преимущества цифровой шины процесса над медной проводкой

EКаждый медный провод на подстанции представляет потенциальный риск, будь то цепь от трансформатора тока, трансформатора напряжения или провод цепи управления 125 В постоянного тока. Высокоиндуктивная вторичная цепь трансформатора тока представляет собой наибольшую проблему безопасности эксплуатации. Опасность возникает при непреднамеренном размыкании вторичной цепи трансформатора тока, находящегося под первичным током. Согласно теории индуктивных цепей ток, протекающий через индуктивный контур, не может мгновенно измениться с 5 А до нуля. Формула электромагнитной индукции  подтверждает, что во вторичной обмотке индуктируется напряжение, равное произведению индуктивности обмотки на скорость изменения тока в обмотке. Индуктивность при размыкании цепи не меняется, а мгновенное изменение тока с 5 А до 0 А имеет скорость, т.е. производную di/dt, стремящуюся к бесконечности. Таким образом, на результирующее напряжение в формуле доминирующее влияние оказывает производная, стремящаяся к бесконечности и создающая очень большое напряжение на разомкнутых проводах. В реалиях подстанции размыкание вторичной обмотки трансформатора тока эквивалентно сведению к нулю индуктивного тока и в зависимости от вторичной нагрузки может возникать дуга, а поскольку индуцируется такое высокое напряжение, создается риск получения серьезной травмы или даже летального исхода для оперативного персонала, а также возникает вероятность повреждения оборудования и подстанции от электропожара. Минимизация количества медной проводки приводит к значительному повышению безопасности эксплуатации.

Применение шины процесса цифровой подстанции только для мониторинга состояния выключателя и управления им, когда медные контрольные провода заменяются цифровыми двоичными данными, уже сама по себе может оправдать переход на цифровую технологию. Переход на цифровые коммуникации может сократить количество медных проводов на подстанции более чем на 80 %, что обеспечит существенную экономию и, что более важно, значительное повышение безопасности эксплуатации.

8.0 Преимущества цифровой подстанции

Полностью цифровая подстанция имеет меньшие размеры, повышенную надежность и сниженную стоимость жизненного цикла, ее проще обслуживать и модернизировать, чем аналоговую. Полностью цифровая подстанция обеспечивает повышенную безопасность и более эффективна, чем ее аналоговый эквивалент. Не каждую подстанцию необходимо сразу же полностью переводить в цифровой вид – это зависит от размера и типа подстанции, а также от того, будет ли это строительством новой подстанции или только модернизацией вторичных систем. Необходимы различные подходы и решения. Гибкие решения позволяют предприятиям электроэнергетики устанавливать свой собственный темп перехода к цифровым подстанциям.

  • Повышение оперативной готовности системы за счет замены электромеханического, статического или устаревшего цифрового вторичного оборудования на современные цифровые устройства, подключенные к сети коммуникации в реальном масштабе времени и подсоединенные к системе более высокого уровня, такой как АСУТП ПС, позволяет осуществлять непрерывный мониторинг всего подключенного вторичного оборудования.
  • Повышенная безопасность системы и персонала с использованием дистанционного управления в сочетании с доступом на основе правил и полномочий и дистанционным тестированием обеспечивает повышенный уровень безопасности и защиты системы. Повышается уровень безопасности персонала, поскольку теперь большую часть испытаний можно проводить без нахождения оперативного персонала вблизи силового оборудования или без риска непреднамеренно разомкнуть цепи трансформатора тока.
  • Расширенная функциональность с полностью распределенной архитектурой в сочетании с неограниченными возможностями коммуникации и процесса позволяют системе легко добавлять новые функции с нулевым или минимальным временем отключения, предоставляя пользователю дополнительные преимущества в отношении безопасности и защищенности системы.
  • Оперативная совместимость посредством внедрения решений, соответствующих МЭК 61850, может быть достигнута на уровне коммуникации с оборудованием другого производителя. Преимущество заключается в том, что ИЭУ разных поставщиков можно подключать на одну шину, не заботясь о несовместимости по коммуникации.

9.0 Заключение

Внедрение стандарта шины процесса МЭК 61850-9-2 на подстанциях создало платформу, на основе которой все производители могут разрабатывать ради достижения общей цели оперативной совместимости. Визионерские идеи Джона Бёрджера теперь реализуются на базе современных технологий. В дополнение к преимуществам оперативной совместимости уменьшение площади, занимаемой силовым распределительным устройством, достигнутое благодаря датчикам (ЦИТ), заменяющим стандартные ИТ, обеспечивает повышение безопасности рабочей среды. Для вторичной системы также будет наблюдаться значительное сокращение кабельной проводки за счет перехода от большого количества медных кабелей к нескольким оптоволоконным коммуникационным кабелям. Это означает снижение затрат на кабели и сопутствующее оборудование, такое как кабельные каналы и монтажные материалы. Кроме того, усовершенствования в оптоволоконных датчиках тока и внедрение автономных УСШ предоставляют предприятиям электроэнергетики и проектировщикам отличный инструмент для будущего развертывания этой совершенствующейся технологии. При модернизации возможность установки новой системы шины процесса параллельно с существующей системой позволит подстанции оставаться в эксплуатации на протяжении большей части работ. Это будет большим преимуществом, поскольку сведет время отключения установки в процессе модернизации к минимуму.

Литература

  1. K. Bohnert, P. Gabus, H. Brändle, and A. Khan, “Fiber-optic current and voltage sensors for high-voltage substations”, in 16th Int. Conference on Optical Fiber Sensors, Nara, Japan, October 13-17, 2003, Technical Digest, pp 752-755.
  2. Rahmatian, G. Polovick, B. Hughes, and V. Aresteanu, Field experience with high voltage combined optical voltage and current transducers. Cigre (Paris), Session 2004, paper A3-111.
  3. J. Wang, Z. Guo, G. Zhang, Study on longterm stability of 110 kV power optical sensor solution - optical current transducer, in Proceedings APPEEC 2010 (Asia-Pacific Power & Energy Engineering Conference 2010), Chengdu, China, 28-31 March 2010, pp 1178-1179.
  4. K. Bohnert, P. Gabus, J. Nehring, H. Brändle, M. Brunzel, Fiber-optic high current sensor for electrowinning of metals, J. of Lightwave Technol., 25(11), 3602 (2007). 5. German patent E4224190B4, 22.7.1992.
  5. Frosio and R. Dändliker, “Reciprocal reflection interferometer for a fiber-optic Faraday current sensor”, Appl. Opt., vol. 33, no. 25, pp. 6111-6122, 1994.
  6. J. Blake, P. Tantaswadi, and R.T. de Carvalho, “In-line Sagnac interferometer current sensor”, IEEE Trans. Power Delivery, vol. 11, no. 1, pp. 116-121 (1996).
  7. K. Bohnert, P. Gabus, J. Nehring, and H. Brändle, “Temperature and vibration insensitive fiber-optic current sensor”, J. Lightw. Technol. 20, 267-276 (2002).
  8. H-E Olovsson, T. Werner, P Rietmann, “Next generation substations”, ABB Review Special Report on IEC 61850, pp. 33-37
  9. W. Wimmer, “Systems' Reliability and Maintainability - The Impact of Topology awareness”, PacWorld pp. 54-59 March 2010
  10. S. Meier, “Sharing Values”, ABB Review, Issue 1/11 pp.73-77
  11. M. Lenzin, S. Meier, “IEC 61850 at Work”, ABB Review Special Report on IEC 61850, pp. 38-41
  12. L. Andersson, K-P Brand, D. Fuechsle, “Optimized Arechitectures For Process Bus With IEC61850-9-2”, B5-101 CIGRE (2008)
  13. IEC 61850-9-2 Communication networks and systems in substations – Part 9-2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Sampled values over ISO/IEC 8802-3
  14. IEC 61850-8-1 Communication networks and systems in substations – Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3
  15. IEEE 1588 Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems


Источник
Конференция Pacworld Americas Conference 2015

 

 

 



Хотите получать новости, статьи, и материалы по технологиям автоматизации подстанции, внесите свое имя и электронный адрес в данной форме:

Полезные ссылки