Система управления цифровой подстанцией
DIGITAL SUBSTATION CONTROL SYSTEM

Область техники
Настоящее изобретение относится к автоматизированным системам, а именно к системе управления цифровой подстанции, и может быть использовано в области электроэнергетики.
Уровень техники
Известна система мониторинга, защиты и управления оборудованием электрических подстанций, содержащая датчики технических параметров оборудования электрической подстанции, соединенные линиями связи с панелью управления, связанной с диспетчерским пультом (см. патент РФ 2389117, опубл. 10.05.2010, H02J 3/00).
Известна автоматизированная система мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанции, 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 (см. патент РФ 2402139, опубл. 20.10.2010, H02J 13/00).
Известна автоматизированная система мониторинга, защиты и управления оборудованием электрической подстанцией, раскрытая в патенте РФ на изобретение № 2 468 407 (опубл. 27.11.2012, МПК G05B 19/00, H02J 13/00) – прототип. Известная система включает датчики технических параметров оборудования, соединенные с преобразователем электрического сигнала в оптический, оптическую шину передачи данных, преобразователи оптического сигнала в электрический, устройство для мониторинга, защиты, регистрации и управления оборудованием электрической подстанции. При этом упомянутое устройство выполнено в виде кластера серверов, состоящего из нескольких компьютеров, соединенных в единую систему. Кластер серверов соединен с устройством управления оборудованием 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.
Однако недостатком прототипа является недостаточная гибкость архитектуры системы управления цифровой подстанции. Этот недостаток обусловлен тем, что применение кластера серверов в известном изобретении приводит к избыточной централизации функций управления. Дополнительно применение сложного и дорогостоящего серверного оборудования повышает требования к характеристикам помещений, необходимых для его размещения, что затрудняет реконструкцию автоматизированных систем существующих подстанций. Также применение кластера серверов усложняет техническое обслуживание системы, повышает расходы на эксплуатацию, и в конечном итоге, снижает надежность централизованной системы управления. Использование автоматизированных систем такой архитектуры на небольших подстанциях экономически нецелесообразно ввиду высокой стоимости установки и эксплуатации серверного оборудования на подстанции.
Раскрытие сущности изобретения
Техническая задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, заключается в обеспечении возможности управления цифровой подстанцией.
Технический результат, достигаемый при осуществлении настоящего изобретения, заключается в повышении гибкости архитектуры системы управления цифровой подстанцией.
Дополнительный технический результат заключается к повышению надежности эксплуатации системы управления цифровой подстанции.
Технический результат достигается настоящим изобретением, в соответствии с которым система управления цифровой подстанцией, включающая датчики технических параметров оборудования подстанции, которые соединены с преобразователями информации с таких датчиков в цифровую форму, станционную шину, обеспечивающую информационный обмен между каждым из упомянутых преобразователей и подсистемой выработки команд управления оборудованием электрической подстанции. В отличие от прототипа подсистема выработки команд управления оборудованием электрической подстанции представлена многофункциональными терминалами цифровой подстанции, снабженными программными модулями, которые обеспечивают выполнение функций управления в зависимости от единиц оборудования, информация с которых поступает на упомянутые терминалы, при этом соответствие единиц оборудования терминалам задано на уровне сетевого протокола передачи данных.
В частности, датчики технических параметров оборудования подстанции выполнены с возможностью вывода информации в виде дискретных сигналов и/или аналоговых сигналов.
В частности, датчики технических параметров оборудования подстанции выполнены с возможностью измерения параметров электрического тока, диагностических параметров оборудования, параметров микроклимата в помещениях, параметров безопасности.
В частности, преобразователи информации с датчиков технических параметров представлены преобразователями аналоговых сигналов в цифровую форму и/или преобразователями дискретных сигналов в цифровую форму.
В частности, преобразователи информации с датчиков технических параметров в цифровую форму представлены преобразователями с функцией управления оборудованием электрической подстанции.
В частности, функции управления, обеспечиваемые программными модулями многофункциональных терминалов цифровой подстанции, включают функции релейной защиты, противоаварийной автоматики, АСУ ТП цифровой подстанции.
В частности, многофункциональные терминалы цифровой подстанции размещены в более, чем одном помещении подстанции.
В частности, многофункциональные терминалы цифровой подстанции соответствуют отраслевым требованиям по климатическим условиям работы, виброустойчивости, электромагнитной совместимости, пыле- и влагозащищенности.
В частности, многофункциональные терминалы цифровой подстанции представлены основными или резервными терминалами.
В частности, система управления цифровой подстанцией дополнительно содержит коммуникационный сервер, связанный со станционной шиной и выполненный с возможностью информационного обмена с по меньшей мере одним автоматизированным рабочим местом пользователя и/или удаленным диспетчерским центром.
В частности, станционная шина представлена коммуникационной сетью Ethernet отказоустойчивой топологии.
В частности, станционная шина поддерживает интерфейсы и формат обмена данными по сетевым протоколам передачи данных.
В частности, сетевой протокол передачи данных представлен протоколом GOOSE согласно стандарту МЭК 61850-8-1.
В частности, сетевой протокол передачи данных представлен протоколом MMS согласно стандарту МЭК 61850-8-1.
В частности, сетевой протокол передачи данных представлен протоколом Sampled Values согласно МЭК 61850-9-2.
Краткое описание чертежей
На ФИГ.1 представлена блок-схема системы управления цифровой подстанции.
На ФИГ.2 представлена блок-схема системы управления цифровой подстанцией среднего напряжения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение проиллюстрировано ФИГ.1, на которой представлена блок-схема системы управления цифровой подстанцией. Заявленная система включает в себя датчики технических параметров оборудования 101 подстанции, которые соединены с преобразователями информации с датчиков в цифровую форму. При этом датчики технических параметров оборудования подстанции могут быть выполнены с возможностью вывода информации в виде аналоговых сигналов – аналоговых датчиков 102, и/или дискретных сигналов – дискретных датчиков 103. Аналоговые датчики 102 технических параметров оборудования электрической подстанции соединены с преобразователями аналоговых сигналов в цифровые (ПАС) 105 или с преобразователями аналоговых и дискретных сигналов (ПАДС) 107 или с преобразователями аналоговых и дискретных сигналов с функцией управления оборудованием электрической подстанции (ПАДС(у)) 108.
Дискретные датчики 103 технических параметров оборудования 101 электрической подстанции (Д(д)) могут быть соединены с преобразователями дискретных сигналов в цифровые (ПДС) 106 или с ПАДС 107 или с ПАДС(у) 108. ПАС 105, ПДС 106, ПАДС 107 и ПАДС(у) 108 подключены к станционной шине 109, c которой также соединены многофункциональные терминалы (Т1, Т2, Т3) 110 цифровой подстанции и коммуникационный сервер (КС) 111. КС 111 может быть соединён с одними или несколькими автоматизированными рабочими местами (АРМ) 112 оператора цифровой подстанции. КС 111 соединён сетью передачи данных с удалённым диспетчерским центром 113.
Для подстанций среднего напряжения может использоваться система, имеющая упрощённую структуры, как это проиллюстрировано на ФИГ.2. В представленном варианте осуществления заявленная система может не включать КС 111. В частности, терминалы могут быть соединены сетью передачи данных с удалённым диспетчерским центром 113. АРМ оператора 112 может быть подключен к многофункциональным терминалам 110. Количество терминалов в таком случае может быть сокращено до двух: основного терминала (Тосн) 201 и резервного терминала (Трезервн) 202.
В качестве датчиков оборудования электрической подстанции обычно предусмотрены датчики, которые выполняют измерения параметров электрического тока (ток, напряжение, частота и т.д.), диагностические параметры силового оборудования (уровень масла трансформатора, наличие газов в масле трансформатора и т.д.), другие неэлектрические параметры (температура воздуха в помещениях подстанции, срабатывание пожарной или охранной сигнализации и т.д.) и другие.
Станционная шина 109 может быть выполнена в виде сети Ethernet отказоустойчивой топологии с применением специальных протоколов резервирования с нулевым временем реконфигурирования сети. Предпочтительно, станционная шина 109 поддерживает интерфейсы и формат обмена данными по сетевым протоколам передачи данных, которые стандартизованы и изложены в МЭК 61850. В частных вариантах осуществления, такими сетевыми протоколами могут являться протоколы МЭК 61850-8-1 (GOOSE, MMS), МЭК 61850-9-2 (Sampled Values).
Многофункциональные терминалы 110 цифровой подстанции снабжены программными модулями, которые обеспечивают выполнение функций управления в зависимости от единиц оборудования, информация с которых поступает на упомянутые терминалы. Соответствие единиц оборудования 101 терминалам 110 задается на уровне сетевого протокола передачи данных. Программное обеспечение терминалов 110, конфигурируемое в зависимости от типа поступающих на терминалы 110 данных с подстанционной шины 109, позволяет решать следующие задачи:
• Дифференциальная защита линии
• Комплекс ступенчатых защит линии
• Дифференциальная защита трансформатора
• Дифференциальная защита шин
• Защита фидера
• Защита двигателя
• Защита генератора
• Обеспечение работы противоаварийной автоматики, в том числе для предотвращения нарушения устойчивости, для ликвидации асинхронного режима, для ограничения повышения частоты, для ограничения повышения напряжения.
• Интерпретация команд управления
• Выполнение оперативных блокировок
• Регистрации аварийных событий
• Определение места повреждения
• Контроль параметров качества электроэнергии
• Управление локальной автоматикой
• Учет электроэнергии
• Управление информационно-измерительным и информационно-вычислительным комплексами оборудовании электрической подстанции
• Мониторинг и диагностика силового оборудования
• Мониторинг и диагностика трансформаторного и другого маслонаполненного оборудования
• Мониторинг и диагностика коммутационной аппаратуры и т.д.
Заявленная система управления цифровой подстанцией работает следующим образом. Сигналы с датчиков оборудования электрической подстанции Д(а) 102 и Д(д) 103 через ПАС 105, ПДС 106, ПАДС 107, ПАДС(у) 108 передаются на станционную шину 109. Далее сигналы поступают в терминалы цифровой подстанции 110, где выполняется регистрация, обработка и анализ этих сигналов, например, сравнение с заданными параметрами. В результате анализа этих сигналов, например, при отклонении параметров от заданных, производится выработка команд управления, которые по подстанционной шине 109 поступают на ПАДС(у) 108, которые исполняют команды управления, сформированные на терминалах 110. Часть сигналов от ПАС 105, ПДС 106, ПАДС 107, ПАДС(у) 108, а также данные, сформированные при анализе цифровых сигналов в терминалах 110 цифровой подстанции, передаются по станционной шине 109 на КС 111. КС 111 осуществляет сбор, хранение и преобразование данных для их передачи в удалённый диспетчерский центр 113 и на АРМ 112 оператора. Из удалённого диспетчерского центра 113 и АРМ 112 оператора также могут поступать команды управления, которые через КС 111 и станционную шину 109 поступают на ПАДС(у) 108. В упрощённой структуре заявленной системы, проиллюстрированной ФИГ.2, системы функции КС выполняют терминалы цифровой подстанции.
В отличие от существующих систем, построенных на базе большого количества разнотипных устройств с ограниченным функционалом и разнородным аппаратным обеспечением, в данной системе используются многофункциональные терминалы цифровой подстанции, предназначенные для выполнения всех функций релейной защиты, автоматики, АСУ ТП цифровой подстанции. В зависимости от конфигурации подстанции функции защиты, автоматики и автоматизации могут быть разделены между несколькими терминалами (по присоединениям или по функциям). Для подстанций среднего напряжения может применяться комплект из двух терминалов цифровой подстанции (основной и резервный), который будет выполнять функции защиты, автоматики и автоматизации всей подстанции, а также функции коммуникационного сервера.
В отличие от системы, в которой функции защиты, автоматики и автоматизации выполняет серверный кластер, предлагаемая система не требует наличия специальных помещений на подстанции для размещения серверов. К таким помещениям предъявляются особые требования, в том числе, по микроклимату, электромагнитной совместимости, электрическому питанию, отделочным материалам и т.д. Оборудование такого помещения на подстанции при её строительстве приведёт к возникновению дополнительных издержек, а при реконструкции существующей подстанции может быть трудно осуществимым. В предлагаемой системе терминалы цифровой подстанции могут устанавливаться в любых технологических помещениях на подстанции, т.к. удовлетворяют отраслевым требованиям по климатическим условиям работы, виброустойчивости, электромагнитной совместимости, пыле- и влагозащищённости. Это позволяет снизить издержки на строительство цифровой подстанции, а также делает возможным реконструкцию существующих объектов для внедрения технологии цифровой подстанции на них. Также архитектура предлагаемой системы предполагает возможность гибкого резервирования и локализации любых функций или их комбинаций на отдельных терминалах, что позволяет достичь оптимального баланса между надёжностью системы и затратами на её внедрение. Возможность установки терминалов цифровой подстанции в различных помещениях энергообъекта позволяет добиться пространственного распределения и резервирования функций защиты и противоаварийного управления, что необходимо для сохранения корректной работы системы во время чрезвычайных ситуаций (пожар на подстанции, стихийное бедствие и т.д.).