IV. Цифравая подстанция

Цифровая подстанция является новым и перспективным направлением в электроэнергетической отрасли и первым обязательным шагом к самостоятельности самой подстанции. Для успешного развития автоматизации процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии в масштабах единой общероссийской электрической сети разрабатывается общая концепция программно-аппаратного комплекса цифровой подстанции: Стандарт МЭК 61850 регламентирует основные задачи и этапы перехода к цифровым подстанциям; Стандарт МЭК 60044-7 определяет требования к цифровым измерителям напряжения. [8]

Для построения полностью цифровой подстанции требуется перейти от аналоговых средств измерения к цифровым, в частности к цифровым измерителям напряжения, в которых первичный датчик расположен в корпусе под газовым давлением и принцип его действия основан на принципе емкостного делителя; вторичный датчик находится вне корпуса первичного датчика и совмещен с устройством цифрового преобразования. Устройство цифрового преобразования - это вторая функциональная и конструктивная часть цифрового измерителя напряжения. Оно выполняет функции автоматизированного центрального пункта и узла объединения сигналов ячейки в единый пакет цифровых выборок мгновенных значений этих сигналов. В набор сигналов входят не только сигналы фазных напряжений, но и линейные токи, сигналы от датчиков давления и температуры. [9]

Для сбора, передачи и обработки информации на цифровых подстанциях используются волоконно-оптические линии связи, исключающие большое количество коммуникаций проводами и устройств обработки. Кроме того, цифровые измерительные датчики и сети позволяют реализовать функции проверки и исправления ошибок, исключить появление дополнительных погрешностей, повысить ЭМС оборудования. [8]

Суммарно ход развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях до настоящего времени был следующей: сперва появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока и напряжения; далее разрабатывались первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; далее внедрялись микропроцессорные контроллеры, оснащенные инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надежного программно-аппаратного комплекса подстанции; далее был принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о подстанции как объекте автоматизации; далее были приняты протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами подстанции, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, телемеханики, счетчики электроэнергии и т.д. [9]

Все это создает предпосылки к построению подстанции нового поколения – полностью цифровой подстанции, в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме и на разных уровнях АСУ.

Автоматическая Система Контроля (АСК) строится на совокупности датчиков, источников питания, устройств формирования сигнала, линий связи и средств обработки сигналов, образующих каналы информации. Главным элементом АСК является её, так называемые «интеллект – программа». Вся информация, полученная по каналам, в том или ином удобном виде представляется на экране компьютера, хранится в его памяти для обзора и преставления в виде твёрдой копии и передается на верхний уровень иерархической системы контроля человеком, тоесть программа участвует в решении управленческих задач и в реализации логики запретов путем передачи информации о состоянии аппаратов и их блокировок на пульт управления. [10]

Существенное расширение функциональных возможностей оборудования достигается в результате использования высокопроизводительной цифровой компьютерной технологии, мощных процессоров и соответствующих периферийных устройств, которые так же можно считать «интелектуальными». Тем не менее вся важная информация - положение выключателя, энергия привода выключателя, плотность газа, ток и напряжение и т.д. - надежно собирается износоустойчивыми датчиками и направляется на децентрализованные компьютеры, откуда она передается по линиям на другие компьютеры с контрольно-измерительными или защитными функциями, на которых она оценивается и интерпретируется человеком. Система сама сравнивает заданные и фактические значения с измеренными значениями, определенное время хранятся в памяти информацию для последующего ее использования, все это происходит в запрограммированных логических цепочках анализа, в которых характер изменения данных, служит основой индивидуальной стратегии технического обслуживания, при этом на деле сокращается время простоев. Благодаря лучшей информации о текущем состоянии системы повышается эксплуатационная готовность, и снижаются капиталовложения. Таким образом, существенно повышаются экономическая эффективность и надежность эксплуатации, что означает более высокое качество энергоснабжения для потребителей. [10]

Все приводные механизмы оборудованы цифровыми контроллерами-преобразователями комплектного распределительного устройства, предназначенными для децентрализованного сбора данных и управления. Но таким образом, цифровой контроллер-преобразователь лишь заменяет обычные вспомогательные переключатели в традиционных конструкциях комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией. Данные специальные датчики –это прежде всего электрооптический трансформатор напряжения, работающий по принципу Поккельса, и катушка Роговского, которые отличаются тем что показывают мгновенные аналоговые значения напряжения и тока, которые в свою очередь оцениваются и преобразуются в цифровые сигналы. Любой функциональный сбой немедленно обнаруживается и сигнализируется. Неблагоприятное изменение параметров может быть скомпенсировано почти всегда до его воздействия на работу устройства. Опыт показал, что указанные интервалы значительно превышают имеющие место в эксплуатации. Это означает, что необходимость ремонта вообще может не учитываться при планировании работ в энергосистеме. [10]

Не всегда элегазовые аппараты целесообразно включать в систему автоматического мониторинга. Как правило, мониторинг распространяется на ремонтопригодные изделия многоразового заполнения. Например, элегазовые выключатели, которые в последнее время конструируются как неремонтопригодные объекты одноразового заполнения, т.е. как полностью герметичные аппараты, заполняемые элегазом однажды в процессе производства и на весь срок службы, не подлежат охвату автоматическими системами контроля. Как правило, они оснащены только упрощенным сигнализатором потери плотности элегаза для предупреждения отказа. Таким образом, автоматическая система контроля распространяется на элегазовые электротехнические аппараты высокого напряжения, основу которых составляют элегазовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ) и отдельно стоящие выключатели (ОСВ). Тем не менее, если система автоматического контроля уже существует на электроэнергетическом предприятии, создается или планируется, то целесообразно все элегазовые аппараты оснастить необходимым комплектом датчиков и включить в систему непрерывного автоматического контроля, переведя электроэнергетический объект в категорию необслуживаемых. [10]

Дата добавления: 2017-01-14