СПОСОБ МОНИТОРИНГА, ЗАЩИТЫ И УПРАВЛЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПОДСТАНЦИИ
METHOD OF MONITORING, PROTECTION AND CONTROL OF ELECTRIC SUBSTATION EQUIPMENT

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции, созданной в соответствии с концепцией цифровой подстанции.
Известна цифровая трансформаторная подстанция (Патент на изобретение РФ №2552842, МПК Н02В 7/00, H02J 13/00 (2006.01), 2015 г.), содержащая датчики технических параметров оборудования, подключенные одними выводами к оборудованию электрической подстанции, другими выводами - к преобразователям электрического сигнала в оптический, оптическую шину передачи данных из преобразователя в преобразователь оптического сигнала в электрический сигнал, систему управления оборудования электрической подстанции, при этом выходы преобразователя оптического сигнала в электрический сигнал подключены к информационным входам технологической системы управления, а именно системы управления, распределяющей информационные потоки между подсистемами: анализа диагностических параметров; управления элементами устройства исполнения команд управления; учета действующих значений токов и напряжений; защиты, выходные цепи которых объединены на входах системы сетевого взаимодействия, дополнительно соединенной с системой управления оборудованием электрической подстанцией, оптическая шина команд управления одними концами подключена к системе управления, а другими - к устройству исполнения команд управления, причем использованы два блока оборудования питания отдельных потребителей электрической энергии, которые соединены посредством шины сетевого взаимодействия, подключенной к системам сетевого взаимодействия блоков.
Недостатками способа, реализуемого указанной системой, являются замедление действия релейной защиты в сравнении с традиционным способом работы устройств релейной защиты (устройства релейной защиты традиционно подключаются напрямую к электромагнитным измерительным трансформаторам) за счет дополнительных задержек (на кодирование поступившего от внутренней функции сигнала коммуникационным интерфейсом преобразователя аналоговых сигналов, на передачу данных по локальной вычислительной сети, на декодирование поступивших из сети связи данных и их передачи в функцию терминала релейной защиты); невысокая надежность работы системы, поскольку при повреждении локальной вычислительной сети (отсутствии связи с преобразователями аналоговых сигналов) не могут выполняться основные функции системы (функции релейной защиты и автоматики, учета и определения показателей качества электрической энергии и другие); не диагностируются измерительные трансформаторы тока и напряжения; большое разнообразие устройств, образующих систему, что приводит к сложности монтажа, наладки и эксплуатации.
Известна автоматизированная система мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции (Патент на изобретение РФ №2650894, МПК H02J 13/00, 2018 г.), содержащая автоматизированное рабочее место оператора, первую группу датчиков технических параметров оборудования и первую группу устройств релейной защиты и автоматики, образующие первое закрытое распределительное устройство, вторую группу датчиков технических параметров оборудования и вторую группу устройств релейной защиты и автоматики, образующие второе закрытое распределительное устройство, первый преобразователь электрического сигнала в оптический сигнал, первый преобразователь оптического сигнала в электрический сигнал и первую оптическую шину передачи данных, при этом первый преобразователь электрического сигнала в оптический сигнал и первый преобразователь оптического сигнала в электрический сигнал соединены через первую оптическую шину передачи данных, а также основной сервер, первый вход-выход которого соединен с первым входом-выходом автоматизированного рабочего места оператора, при этом авторами введены первый коммутатор, первый вход-выход которого соединен с входом-выходом первого закрытого распределительного устройства, а второй и третий входы-выходы соединены, соответственно, с первым и вторым входами-выходами первого оптического преобразователя электрического сигнала в оптический сигнал, второй коммутатор, первый и второй входы-выходы которого соединены, соответственно, с первым и вторым входами-выходами первого преобразователя оптического сигнала в электрический сигнал, а третий вход-выход соединен со вторым входом-выходом основного сервера, второй преобразователь электрического сигнала в оптический сигнал, второй преобразователь оптического сигнала в электрический сигнал и вторую оптическую шину передачи данных, при этом второй преобразователь электрического сигнала в оптический сигнал и второй преобразователь оптического сигнала в электрический сигнал соединены через вторую оптическую шину передачи данных, третий коммутатор, первый вход-выход которого соединен с входом-выходом второго закрытого распределительного устройства, а второй и третий входы-выходы соединены, соответственно, с первым и вторым входами-выходами второго преобразователя электрического сигнала в оптический сигнал, резервный сервер, первый вход-выход которого соединен со вторым входом-выходом автоматизированного рабочего места оператора, четвертый коммутатор, первый и второй входы-выходы которого соединены, соответственно, с первым и вторым входами-выходами второго преобразователя оптического сигнала в электрический сигнал, а третий вход-выход соединен со вторым входом-выходом резервного сервера, а также сервер единого времени, вход-выход которого соединен с входами единого времени основного и резервного серверов, при этом четвертый вход-выход второго коммутатора соединен с третьим входом-выходом резервного сервера, четвертый вход-выход четвертого коммутатора соединен с третьим входом-выходом основного сервера, третий вход-выход первого преобразователя электрического сигнала в оптический сигнал соединен с третьим входом-выходом второго преобразователя оптического сигнала в электрический сигнал, а третий вход-выход второго преобразователя электрического сигнала в оптический сигнал соединен с третьим входом-выходом первого преобразователя оптического сигнала в электрический сигнал.
Недостатками способа, реализуемого указанной системой, являются замедление действия релейной защиты в сравнении с традиционным способом работы устройств релейной защиты (устройства релейной защиты традиционно подключаются напрямую к электромагнитным измерительным трансформаторам) за счет дополнительных задержек (на кодирование поступившего от внутренней функции сигнала коммуникационным интерфейсом преобразователя аналоговых сигналов, на передачу данных по локальной вычислительной сети, на декодирование поступивших из сети связи данных и их передачи в функцию терминала релейной защиты); невысокая надежность работы системы, поскольку при повреждении локальной вычислительной сети (отсутствии связи с преобразователями аналоговых сигналов) не могут выполняться основные функции системы (функции релейной защиты и автоматики, учета и определения показателей качества электрической энергии и другие); не диагностируются измерительные трансформаторы тока и напряжения; большое разнообразие устройств, образующих систему, что приводит к сложности монтажа, наладки и эксплуатации.
Известна автоматизированная система мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции (Патент на изобретение РФ №2468407, МПК G05B 19/00, H02J 13/00, 2012 г.), включающая датчики технических параметров оборудования электрической подстанции, соединенные с преобразователем электрического сигнала в оптический, оптическую шину передачи данных, преобразователи оптического сигнала в электрический сигнал, устройство для мониторинга, защиты, регистрации и управления оборудованием электрической подстанции, при этом устройство для мониторинга, защиты, регистрации и управления оборудованием электрической подстанции выполнено в виде кластера серверов, состоящего из нескольких компьютеров, соединенных в единую систему, при этом кластер серверов соединен с устройством управления оборудования электрической подстанции, расположенного на рабочем месте оператора, а также соединен отдельной шиной с устройствами, исполняющими команды управления, расположенными на оборудовании электрической подстанции, и с терминалом удаленного доступа.
Недостатками способа, реализуемого указанной системой, являются замедление действия релейной защиты в сравнении с традиционным способом работы устройств релейной защиты (устройства релейной защиты традиционно подключаются напрямую к электромагнитным измерительным трансформаторам) за счет дополнительных задержек (на кодирование поступившего от внутренней функции сигнала коммуникационным интерфейсом преобразователя аналоговых сигналов, на передачу данных по локальной вычислительной сети, на декодирование поступивших из сети связи данных и их передачи в функцию кластера компьютеров); невысокая надежность работы системы, поскольку при повреждении локальной вычислительной сети (отсутствии связи с преобразователями аналоговых сигналов) не могут выполняться основные функции системы (функции релейной защиты и автоматики, учета и определения показателей качества электрической энергии и другие), а также ограниченном сроком службы компьютеров и их не соответствием требованиям электромагнитной совместимости на электрических подстанциях; не диагностируются измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Известен способ резервирования каналов связи и технологических устройств измерения, анализа, мониторинга и управления оборудованием электрической подстанции (Патент на изобретение РФ №2668380, МПК G05B 19/00, H02J 11/00, H02J 13/00, 2018 г.), принятый за прототип, заключающийся в том, что на первом этапе соединяют в сеть интеллектуальные технологические устройства и сетевые коммутаторы, на втором этапе проводят фиксацию параметров состояния оборудования электрической подстанции, на третьем этапе проводят передачу и прием информационных пакетов, содержащих данные о параметрах состояния оборудования, на четвертом этапе проводится анализ параметров состояния оборудования, на пятом этапе происходит выработка управляющих сигналов, при этом на первом этапе соединяют в сеть интеллектуальные технологические устройства и сетевые коммутаторы таким образом, что каждое интеллектуальное технологическое устройство соединено с соответствующим сетевым коммутатором, а сетевые коммутаторы соединены между собой так, что каждый из сетевых коммутаторов соединен не менее, чем с тремя другими сетевыми коммутаторами.
Недостатками указанного способа являются замедление действия релейной защиты в сравнении с традиционным способом работы устройств релейной защиты (устройства релейной защиты традиционно подключаются напрямую к электромагнитным измерительным трансформаторам) за счет дополнительных задержек (на кодирование поступившего от внутренней функции сигнала коммуникационным интерфейсом преобразователя аналоговых сигналов, на передачу данных по локальной вычислительной сети, на декодирование поступивших из сети связи данных и их передачи в функцию терминала релейной защиты); невысокая надежность работы системы, поскольку при повреждении локальной вычислительной сети (отсутствии связи с преобразователями аналоговых сигналов) не могут выполняться основные функции системы (функции релейной защиты и автоматики, учета и определения показателей качества электрической энергии и другие); не диагностируются измерительные трансформаторы тока и напряжения; большое разнообразие устройств, образующих систему, что приводит к сложности монтажа, наладки и эксплуатации.
Технический результат заключается в создании способа мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции, обеспечивающем повышение надежности и быстродействия релейной защиты и автоматики, обеспечивающем надежную работу системы учета и определения показателей качества электрической энергии, упрощение эксплуатации электрических подстанций.
Технический результат достигается тем, что в способе мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции, заключающимся в том, что организуют локальную вычислительную сеть путем соединения интеллектуальных электронных устройств, сетевых коммутаторов, компьютеров и другого оборудования электрической подстанции, имеющего сетевые интерфейсы, выполняют фиксацию параметров состояния оборудования электрической подстанции, проводят передачу и прием информационных пакетов данных о параметрах состояния оборудования, выполняют анализ параметров состояния оборудования, осуществляют выработку сигналов управляющих воздействий, токи и напряжения измеряют при помощи цифровых трансформаторов, снабженных резистивными, емкостными или резистивно-емкостными делителями напряжения, малогабаритными трансформаторами тока, катушками Роговского, первичными преобразователями постоянного тока и датчиками диагностики технического состояния, в измерительно-коммуникационных блоках цифровых трансформаторов выполняют фильтрацию и нормирование сигналов первичных преобразователей тока и напряжения, аналого-цифровое преобразование сигналов первичных преобразователей тока и напряжения, первичную обработку оцифрованных сигналов, выполняют диагностику первичных преобразователей тока и напряжения и измерительно-коммуникационного блока, определяют действующие значения токов и напряжений, углов между ними, активную, реактивную и полную мощности, мощность искажений и соответствующие указанным мощностям энергии, определяют показатели качества электрической энергии, выполняют алгоритмы релейной защиты и автоматики, формируют кадры данных с мгновенными значениями тока и напряжения и отправляют указанные кадры данных смежным интеллектуальным электронным устройствам через сетевые интерфейсы, формируют пакеты данных с диагностической информацией, пакеты данных с действующими значениями тока и напряжения, угла между ними, активной, реактивной и полной мощностями, мощностью искажений и соответствующие указанным мощностям энергии, пакеты данных с показателями качества электрической энергии и отправляют указанные пакеты данных автоматизированной системе управления технологическими процессами, при действии защиты вырабатывают цифровые сигналы управляющих воздействий, выполняют преобразование данных сигналов в дискретные, формируют управляющие воздействия посредством выходных реле и одновременно формируют кадры данных с управляющими воздействиями, отправляют кадры данных с управляющими воздействиями смежным интеллектуальным электронным устройствам, и записывают в файл данных мгновенные значения тока и напряжения, затем формируют записи в журнал диагностики при возникновении неисправностей и других диагностических событий, записи в журнал учета электрической энергии в непрерывном режиме, записи в журнал показателей качества электрической энергии в непрерывном режиме и при наступлении соответствующих событий, записи в журнал релейной защиты и автоматики при действии защиты, при этом файлы данных, журналы и текущие данные диагностики, учета электрической энергии, показатели качества электрической энергии передают по запросам автоматизированной системы управления технологическими процессами.
На фиг. 1 приведена блок-схема системы реализующей способ мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения: первичные преобразователи тока и напряжения фазы А 1, первичные преобразователи тока и напряжения фазы В 2, первичные преобразователи тока и напряжения фазы С 3, датчики технического состояния первичных преобразователей тока и напряжения 4, блок фильтрации и нормирования сигналов 5, блок аналого-цифрового преобразования сигналов 6, блок первичной обработки оцифрованных сигналов 7, блок выполнения алгоритмов диагностики первичных преобразователей 8, блок выполнения алгоритмов коммерческого учета электроэнергии 9, блок выполнения алгоритмов определения показателей качества электроэнергии 10, блок выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11, блок формирования кадров данных с мгновенными значениями тока и напряжения 12, блок формирования пакетов данных с диагностической информацией 13, блок формирования пакетов данных со значениями тока, напряжения, активной, реактивной и полной мощностей и энергий 14, блок формирования пакетов данных с показателями качества электроэнергии 15, блок преобразования цифрового сигнала в дискретный (аналоговый) 16, блок выходных реле 17, блок формирования кадров данных с сигналами управления от функций релейной защиты и автоматики 18, блок записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19, блок формирования записей в журнал диагностики 20, блок формирования записей в журнал коммерческого учета электроэнергии 21, блок формирования записей в журнал показателей качества электроэнергии 22, блок формирования записей в журнал релейной защиты и автоматики 23, блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24, блок интерфейсов ввода-вывода дискретных сигналов 25, блок настройки и обработки запросов 26, выключатель 27, смежные интеллектуальные электронные устройства 28, автоматизированная система управления технологическими процессами 29.
К входам измерительно-коммуникационного блока цифрового трансформатора, которыми являются входы блока фильтрации и нормирования сигналов 5, подключены первичные преобразователи тока и напряжения фазы А 1, первичные преобразователи тока и напряжения фазы В 2, первичные преобразователи тока и напряжения фазы С 3, датчики технического состояния первичных преобразователей тока и напряжения 4. Измерительно-коммуникационный блок цифрового трансформатора обозначен пунктиром, включает блоки 5-26, при этом блоки 8-26 выполнены с возможностью интеграции в них специального программного обеспечения. Выход блока фильтрации и нормирования сигналов 5 через блок аналого-цифрового преобразования сигналов 6 подключен к блоку первичной обработки оцифрованных сигналов 7. Выходы блока первичной обработки оцифрованных сигналов 7 и блока настройки и обработки запросов 26 подключены к входам блока выполнения алгоритмов диагностики первичных преобразователей 8, блока выполнения алгоритмов коммерческого учета электроэнергии 9, блока выполнения алгоритмов определения показателей качества электроэнергии 10, блока выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11, блока формирования кадров данных с мгновенными значениями тока и напряжения 12 и блока записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19. Блок выполнения алгоритмов диагностики первичных преобразователей 8 подключен к блоку формирования пакетов данных с диагностической информацией 13 и к блоку формирования записей в журнал диагностики 20. Блок выполнения алгоритмов коммерческого учета электроэнергии 9 подключен к блоку формирования пакетов данных со значениями тока, напряжения, активной, реактивной и полной мощностей и энергий 14 и к блоку формирования записей в журнал коммерческого учета электроэнергии 21. Блок выполнения алгоритмов определения показателей качества электроэнергии 10 подключен к блоку формирования пакетов данных с показателями качества электроэнергии 15 и к блоку формирования записей в журнал показателей качества электроэнергии 22. Выходы блока выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11 подключены к входам блока преобразования цифрового сигнала в дискретный (аналоговый) 16, блока формирования кадров данных с сигналами управления от функций релейной защиты и автоматики 18, блока записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19, и блока формирования записей в журнал релейной защиты и автоматики 23. Блок преобразования цифрового сигнала в дискретный (аналоговый) 16 соединен через блок выходных реле 17 с блоком интерфейсов ввода-вывода дискретных сигналов 25, выход которого являющийся выходом измерительно-коммуникационный блок цифрового трансформатора, соединен с выключателем 27. Блок формирования пакетов данных с диагностической информацией 13, блок формирования пакетов данных со значениями тока, напряжения, активной, реактивной и полной мощностей и энергий 14, блок формирования пакетов данных с показателями качества электроэнергии 15 и блок записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24, выходы которого являются выходами измерительно коммуникационный блок цифрового трансформатора, соединены с автоматизированной системе управления технологическими процессами 29. Выходы блока формирования кадров данных с мгновенными значениями тока и напряжения 12 и блока формирования кадров данных с сигналами управления от функций релейной защиты и автоматики 18 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24, выходы которого являются выходами измерительно-коммуникационный блок цифрового трансформатора, подключены к смежным интеллектуальным электронным устройствам 28. К входу блока настройки и обработки запросов 26 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24, вход которого являются входом измерительно-коммуникационного блока цифрового трансформатора, подключена автоматизированная система управления технологическими процессами 29. К входу блока выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24, вход которого являются входом измерительно-коммуникационный блок цифрового трансформатора, подключены смежные интеллектуальные электронные устройства 28. Способ осуществляется следующим образом.
Организуют локальную вычислительную сеть путем соединения интеллектуальных электронных устройств, сетевых коммутаторов, компьютеров и другого оборудования электрической подстанции, имеющего сетевые интерфейсы. Выполняют фиксацию параметров состояния оборудования электрической подстанции. При этом токи и напряжения измеряют при помощи цифровых трансформаторов, снабженных следующими первичными преобразователями: резистивными, емкостными или резистивно-емкостными делителями напряжения, малогабаритными трансформаторами тока, катушками Роговского, первичными преобразователями постоянного тока, а также датчиками диагностики технического состояния. Первичные преобразователи тока и напряжения фазы А 1, первичные преобразователи тока и напряжения фазы В 2, первичные преобразователи тока и напряжения фазы С 3 выполняют масштабное преобразование измеряемых токов и напряжений. Малогабаритный трансформатор тока имеет высокую точность преобразования и наилучшим образом подходит для снабжения информацией о токе функцию (систему) для учета электрической энергии. Катушка Роговского не искажает форму кривой тока (поскольку отсутствует магнитопровод), имеет линейную амплитудно-частотную характеристику (коэффициент усиления линейно увеличивается с ростом частоты), при этом ее выходной сигнал пропорционален производной тока. В качестве первичного преобразователя постоянного тока могут выступать безиндуктивный шунт, магнитотранзисторный преобразователь или другие преобразователи, не искажающие форму кривой тока в переходных режимах. Указанные преобразователи позволяют измерять не только постоянный, но и переменный ток, в том числе с апериодической составляющей. Катушка Роговского и первичный преобразователь постоянного тока наилучшим образом подходят для снабжения информацией о токе функцию (систему) релейной защиты и автоматики. Резистивный (емкостный или резистивно-емкостный) делитель напряжения выполняет преобразование напряжения для снабжения информацией о напряжении функции (системы) релейной защиты и учета электрической энергии. В качестве датчиков технического состояния первичных преобразователей тока и напряжения 4 используют датчики температуры и датчики для определения состояния изоляции (например, датчики частичных разрядов).
На вход блока фильтрации и нормирования сигналов 5 подаются сигналы от первичных преобразователей тока и напряжения фазы А 1, первичных преобразователей тока и напряжения фазы В 2, первичных преобразователей тока и напряжения фазы С 3, датчиков технического состояния первичных преобразователей тока и напряжения 4.
В измерительно-коммуникационном блоке цифрового трансформатора выполняют следующие операции. Выполняют фильтрацию (антиалайзинговую) и нормирование указанных сигналов (в блоке 5) и синхронное аналого-цифровое преобразование сигналов первичных преобразователей тока и напряжения (в блоке 6). В блок первичной обработки оцифрованных сигналов 7 оцифрованные сигналы нормируют и выполняют индивидуальную обработку для каждого первичного преобразователя.
Данные от блока первичной обработки оцифрованных сигналов 7 и блока настройки и обработки запросов 26 поступают:
- в блок выполнения алгоритмов диагностики первичных преобразователей и измерительно-коммуникационного блока 8 для диагностики теплового режима работы и состояния изоляции первичных преобразователей напряжения, работоспособности отдельных структурных элементов измерительно-коммуникационного блока,
- в блок выполнения алгоритмов коммерческого учета электроэнергии 9 для определения действующих значений токов и напряжений, углов между ними, активной, реактивной и полной мощности, мощности искажений, а также соответствующий энергии,
- в блок выполнения алгоритмов определения показателей качества электроэнергии 10 для определения показателей качества электрической энергии в соответствии с действующими нормативными документами,
- в блок выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11 для выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики,
- в блок формирования кадров данных с мгновенными значениями тока и напряжения 12 для формирования кадров данных с мгновенными значениями тока и напряжения и дальнейшей отправки их смежным интеллектуальным электронным устройствам 28 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24. Кадры данных с мгновенными значениями тока и напряжения (из блока 12) могут использоваться для выполнения функций релейной защиты, не реализованных и реализованных (дублирование функций релейной защиты) в измерительно-коммуникационном блоке цифрового трансформатора, регистрации аварийных событий и других функций.
В блоке 11 выполняются алгоритмы релейной защиты и автоматики, которые реализуют для сетей класса напряжения 6-35 кВ:
- дистанционная защита;
- междуфазная токовая отсечка;
- направленная/ненаправленная максимальная токовая защита с пуском/без пуска по напряжению;
- направленная/ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю;
- направленная/ненаправленная токовая защита нулевой последовательности;
- логическая защита шин;
- контроль наличия напряжения;
- групповая сигнализация поврежденного присоединения при однофазных замыканиях на землю;
- защита от обрыва провода;
- резервирование при отказе выключателя;
- автоматика управления выключателем;
- автоматическое повторное включение;
- автоматический ввод резерва;
- защита по напряжению;
- защита от повышения напряжения;
- защита от понижения напряжения;
- защита от повышения частоты;
- защита от понижения частоты;
- защита по скорости изменения частоты.
Данные от блока первичной обработки оцифрованных сигналов 7 поступают в блок записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19.
Блок выполнения алгоритмов диагностики первичных преобразователей и измерительно-коммуникационного блока 8 передает данные в блок формирования пакетов данных с диагностической информацией 13 и в блок формирования записей в журнал диагностики 20 при возникновении диагностического события.
Блок выполнения алгоритмов коммерческого учета электроэнергии 9 передает данные в блок формирования пакетов данных со значениями тока, напряжения, активной, реактивной и полной мощностей и энергий 14 и в блок формирования записей в журнал коммерческого учета электроэнергии 21 в непрерывном режиме.
Блок выполнения алгоритмов определения показателей качества электроэнергии 10 передает данные в блок формирования пакетов данных с показателями качества электроэнергии 15 и в блок формирования записей в журнал показателей качества электроэнергии 22 в непрерывном режиме и при наступлении диагностируемых событий.
Блок выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11 передает управляющие воздействия на блок преобразования цифрового сигнала в дискретный (аналоговый) 16, на блок формирования кадров данных с сигналами управления от функций релейной защиты и автоматики 18 и на блок записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19, передает данные в блок формирования записей в журнал релейной защиты и автоматики 23 при действии защиты. В блок выполнения алгоритмов релейной защиты и автоматики 11 поступают данные от смежных интеллектуальных электронных устройств 28 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24.
Данные от блока формирования пакетов данных с диагностической информацией 13, блока формирования пакетов данных со значениями тока, напряжения, активной, реактивной и полной мощностей и энергий 14, блока формирования пакетов данных с показателями качества электроэнергии 15 и блока записи мгновенных значений тока и напряжения в файл данных при действии релейной защиты 19 передаются автоматизированной системе управления технологическими процессами 29 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24.
Данные от блока формирования кадров данных с сигналами управления от функций релейной защиты и автоматики 18 передаются смежным интеллектуальным электронным устройствам 28 через блок интерфейсов ввода-вывода цифровой информации 24.
При действии защиты вырабатывают цифровые сигналы управляющих воздействий, выполняют преобразование данных сигналов в дискретные 16, формируют управляющие воздействия посредством выходных реле 17 и при помощи них через блок интерфейсов ввода-вывода дискретных сигналов 25 управляют выключателем 27 и одновременно формируют кадры данных с управляющими воздействиями 18, отправляют их смежным интеллектуальным электронным устройствам 28, и записывают в файл данных мгновенные значения тока и напряжения 19. Такой способ организации защиты позволяет увеличить надежность и быстродействие системы релейной защиты, поскольку алгоритмы защиты реализованы непосредственно в измерительно-коммуникационном блоке, при помощи которого можно непосредственно воздействовать на выключатель 27, и при действии алгоритмов релейной защиты, реализованной в измерительно-коммуникационном блоке, отсутствуют задержки на передачу данных по локальной вычислительной сети и на декодирование поступивших из сети данных. При этом алгоритмы защиты могут быть реализованы в смежных интеллектуальных электронных устройствах, поскольку измерительно-коммуникационный блок отправляет им кадры данных с мгновенными значениями тока и напряжения, что позволяет осуществлять дублирование (аппаратное резервирование) функций релейной защиты.
Файлы данных, журналы и текущие данные диагностики, учета электрической энергии, показатели качества электрической энергии передают по запросам автоматизированной системы управления технологическими процессами 29 направляемым в блок настройки и обработки запросов 26.
Реализация функций учета и определения показателей качества электрической энергии непосредственно в измерительно-коммуникационном блоке цифрового трансформатора позволяет выполнять указанные функции даже при повреждении локальной вычислительной сети (данные будут записываться в соответствующие журналы и при восстановлении локальной вычислительной сети данные могут быть переданы автоматизированной системе управления технологическими процессами).
Традиционно функции учета и определения показателей качества электрической энергии, функции релейной защиты и автоматики и функции диагностики выполняются разными устройствами. Реализация указанных функций в измерительно-коммуникационном блоке цифрового трансформатора позволяет сократить количество устройств для обслуживания, а, соответственно, упростить эксплуатацию электрической подстанции в целом.
Действия, выполняемые после аналого-цифрового преобразования, в измерительно-коммуникационном блоке реализуются при помощи специализированных программ.
Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет повысить надежность и быстродействие релейной защиты и автоматики, увеличить надежность работы системы учета и определения показателей качества электрической энергии, упростить эксплуатацию электрических подстанций.