Strom- und Spannungsdigitaltransformation in einem modernen Anlagenschutz und Automatisierung

Kein Geld für Strom und Heizung | WDR Doku (Dezember 2018).

Anonim

Voll digitale Umspannstation

Die Entwicklung der Kommunikation hat viel zur Realisierung der digitalen Schaltanlage beigetragen, aber um eine vollständige digitale Schaltanlage zu realisieren, ist es notwendig, alles in digitaler Form zu haben. Während viele Schaltanlagenschutz-, Steuerungs- und Automatisierungstechnik immer digital waren (Auslösesignale, Verriegelungssignale usw.), wurden die Hauptstromeingangsspannungen und -ströme traditionell in analoger Form dargestellt.

Strom- und Spannungsdigitaltransformation in einem modernen Anlagenschutz und Automatisierung

Es war üblich, skalierte Versionen von Stromsystemströmen und -spannungen zu Messgeräten, Schutzrelais usw. zu präsentieren. Skalierte Versionen können leicht unter Verwendung herkömmlicher elektrischer Transformatoren hergestellt werden, obwohl Kondensatorteiler zusätzlich zum Transformieren sehr hoher Spannungen verwendet werden können.

Lassen Sie uns die Diskussion fortsetzen, indem wir die Themen behandeln, die für GIS-Unterstationen geeignet sind:

    1. Konventionelle und nichtkonventionelle Instrumententransformatoren (NCIT)

      • Vorteile von NCIT
    2. Zusammenführungseinheit

      • Zeitsynchronisierung der Einheit wird zusammengeführt
    3. Schlussfolgerungen

1. Konventionelle und nicht konventionelle Instrumententransformatoren (NCIT)

Herkömmliche Transformatoren auf der Basis von Eisenkernen führen zu Messfehlern. Aufgrund des großen dynamischen Bereichs von Stromsignalen in Stromversorgungssystemen benötigen Stromwandler zum Schutz große Kerne, um eine Sättigung unter Fehlerbedingungen zu vermeiden.

Aufgrund der Natur des Magnetkernmaterials erzeugen diese großen Kerne jedoch signifikante Fehler bei Nennstrom, was sie für Meßzwecke unpraktisch macht.

Daher müssen Messumformer eingeführt werden, was zu steigenden Kosten führt.

Der Eisenkern ist eine Quelle der Ungenauigkeit aufgrund der Notwendigkeit, den Kern zu magnetisieren, ebenso wie die Wirkung der Flussremanenz, des Streuflusses, der Wirbelstromerwärmung usw.

Herkömmliche verdrahtete 1A / 5A-Stromwandlerschaltungen (CT-Stromwandler) unterliegen thermischen Überlastungseinschränkungen und stellen zunehmende Belastungen für den Kern dar, wenn die Leitungslängen quer zur Betriebsstelle zunehmen.

Dies kann die Schutzleistung beeinträchtigen, was möglicherweise dazu führt, dass CTs dupliziert werden müssen. Herkömmliche Spannungstransformatorschaltungen (VT-Schaltungen) können Ferroresonanzphänomene erfahren, wobei eine thermische Überlastung resultiert. Kondensatorspannungswandler (CVT) können hochfrequente Störsignale erzeugen.

Abbildung 1 - Siemens GIS bis 145 kV Schaltfeld (mit konventionellem Messwandler)

Techniken, die nicht den Eisenkern herkömmlicher Wandler erfordern, können die Beschränkungen überwinden. Die Lösungen verwenden unterschiedliche Sensortechnologien wie optische und Rogowski-Spulen. In praktischen Implementierungen erfordern die Techniken hochentwickelte Lösungen, die digitale Signalprozessoren und Mikroprozessoren in numerischen Produkten verwenden.

Da solche Lösungen hervorragend in der Lage sind, digitale Kommunikationen zu unterstützen, ist es eine logische Weiterentwicklung, numerische Darstellungen der gemessenen Größen anderen Kommunikationsstationen über Kommunikationsverbindungen zu präsentieren, anstatt skalierte analoge Wellenformen zu reproduzieren.

Diese Darstellung von analogen Netzgrößen in Form von standardisierten digitalen Kommunikationssignalen ist das letzte Element bei der Realisierung der digitalen Schaltanlage.

Lösungen, die eine Signaltransformation auf der Basis einer anderen Technologie als gewickelte Transformatoren bereitstellen, werden oft als nichtkonventionelle Messwandler (NCIT) bezeichnet, und die Vorrichtungen, die die standardisierten digitalen Kommunikationsäquivalente der Leistungssystem-Signale bereitstellen, werden als bezeichnet
Zusammenführen von Einheiten.

Abbildung 2 - Siemens GIS bis 145 kV Schaltschrank (mit nicht konventionellem Messwandler)

NCIT-Technologien können auf optischen Techniken oder Rogowski-Spulen basieren und die Beschränkungen von Transformatoren mit Eisenkern überwinden, indem sie Folgendes liefern:

  1. Einzelgeräte, die eine Genauigkeit von Messklassen mit dynamischen Bereichen bieten, die auch Fehlerströme getreu wiedergeben können.
  2. Zuverlässige, wiederholbare Genauigkeit.
  3. Hohe Messbandbreite für Nennfrequenz, Oberschwingungen und Oberschwingungen.
  4. Geringe elektrische Spannungsisolierung - keine vorzeitige Alterung, kein Eindringen von Feuchtigkeit oder Explosionsgefahr.

Neben einem geringeren Explosionsrisiko sind NCIT-Geräte auch von Natur aus sicherer, da sie nicht "stromlos" sein können.

Ein NCIT-Gerät basierend auf der Rogowski-Spulentechnologie ist in der folgenden Abbildung 3 gezeigt.

Abbildung 3 - Installation der Rogowski-Spule in GIS (gasisolierte Schaltanlage)

Einige Pilotanwendungen mit NCIT (Non Conventional Instrument Transformers) wurden in Frankreich und Großbritannien in realen 245 und 420 kV GIS implementiert. Diese Feldversuche haben die Leistungsfähigkeit dieser modernen Sensoren sowie die Robustheit eines umfassenden Schutz- und Messsystems bestätigt, das von den früheren Anwendungen der IEC 61850 beherrscht wird.

Durch den Einsatz von Protection-Relais verschiedener Hersteller haben diese Piloten auch die Perspektive der Interoperabilität bewiesen, die für die Endbenutzer absolut notwendig ist.

Trotz der Reife dieser Technologien ist die Beschränkung ihrer Nutzung eine Realität und einige Gründe können daran erinnert werden, dies zu erklären.

Drei Gründe können genannt werden und viele Arbeiten werden unternommen, um die Probleme zu lösen, um in den nächsten Jahren eine große Stationierung zu beginnen:

  1. Technologieakzeptanz,
  2. Standardisierung der Schnittstelle,
  3. Testmethoden

Abbildung 4 - Ansicht eines sehr kompakten dreiphasigen GIS mit NCIT

Die aktuellen Trends betreffen eine große Anzahl verschiedener Technologien und Anwendungen der Sensoren, wie z. B. Rogowski oder optische Stromwandler, elektronische oder magnetische Kern für die Messung, kapazitive Effektspannungswandler verschiedener Technologien, zusammen mit anspruchsvollen hohen Spezifikation in Bezug auf:

"Zuverlässigkeit, Verfügbarkeit und Wartung" Leistungskriterien.

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1.1 Vorteile von NCIT

Das Aufkommen von nichtkonventionellen Instrumententransformatoren (NCIT) auf dem Gebiet der Strom- und Spannungsmessungen wurde durch die Notwendigkeit verbesserter Leistungen vorangetrieben.

  1. Genauigkeit über einen großen Messbereich: NCIT wird in Serie mit einem auf Maßtoleranzen bezogenen Spread hergestellt, der während der Kalibrierungsphase mit Parametern in einem elektronischen Speicher korrigiert wird;
  2. Nicht-Sättigung von Magnetkreisen bei erweiterten Messbereichen. NCIT zeichnen sich durch eine gute Linearität sowohl im nativen Zustand als auch nach der Korrektur aus;
  3. Keine Notwendigkeit für die beträchtliche Leistung, die gelegentlich von den Sekundäreinheiten herkömmlicher CT und VT benötigt wird;
  4. Kompakter und gleichzeitig neue Messstellen für ein selektiveres Schutzkonzept
  5. Kommunikationslösungen zur Bereitstellung von Daten für lokale oder entfernte Systeme, die dem Stromerzeuger und dem T & D-Netzbetreiber gehören;
  6. Neue Betriebsanforderungen in Bezug auf die Interoperabilität / Austauschbarkeit von Komponenten der Kette;
  7. Verkabelungsvereinfachung: In der Praxis sind herkömmliche Messwandler mit mehreren Sekundäreinheiten ausgestattet und die Verkabelung ist umfangreich mit erheblichen Querschnitten. Diese Parameter führen auch zu Strom- und Spannungswandlern, die sich von Station zu Station unterscheiden.

Wir beschränken uns hier auf eine Erinnerung an die gängigeren NCIT-Technologien in Hochspannungsschaltanlagen, die sich für GIS-Schaltanlagen eignen .

Zusammenführende Einheiten stellen Signale, wie beispielsweise Netzspannungen und -ströme, IEDs innerhalb der Unterstation in Form von numerischen Werten zur Verfügung, die den standardisierten Definitionen entsprechen.

Der Einsatz von NCIT-Sensoren hat es ermöglicht, dass Rohmessinformationen in sogenannte Merging Units zur weiteren Verteilung eingespeist werden können. Diese Verschmelzungseinheiten sind einer der Hauptverursacher des digitalen Umspannwerks, und diese werden in den nächsten Abschnitten erörtert.

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2. Zusammenführen der Einheit

Die Vereinigungseinheit (MU) ist die Schnittstellenvorrichtung, die als ihre Eingaben Verbindungen von den Instrumententransformatorsensoren nimmt und eine Signalverarbeitung durchführt, um ausgegebene abgetastete Wertströme zu erzeugen und zu verteilen.

Die Zusammenführungseinheit ist somit das Gateway zu den Daten von dem Messwandler, da sie die Intelligenz hat, die Auswirkungen der speziellen physikalischen Eigenschaften des Messwandlertransformators zu interpretieren und die Ausgabe in einen numerischen Wert umzuwandeln, der standardisierten Definitionen für die Kommunikation mit Unterstation IEDs.

Neben der Anbindung an die NCIT-Technologie, wie optische Sensoren und Rogowski-Spulen, können auch in Verbindung mit konventioneller Transformatortechnik Verschmelzungseinheiten bereitgestellt werden, so dass numerische Äquivalente von Systemstrom und -spannung über Kommunikationsbusse bereitgestellt werden können.

Die Verwendung von Zusammenführungseinheiten mit herkömmlichen Strom- und Spannungstransformatoren ermöglicht es, die unterschiedlichen Lebenszykluserwartungen von primären und sekundären Anlagen gemäß Abbildung 5 zu entkoppeln.

Abbildung 5 - Entkoppeln der primären und sekundären Anlage mit Zusammenführungseinheiten

Hauptmerkmale der Zusammenführung von Einheiten sind:

  1. Sie können die Signalverarbeitung für alle Transformatortypen unterstützen, einschließlich konventioneller und NCIT.
  2. Sie liefern präzise zeitgestempelte Abtastwerte.
  3. Sie liefern eine Ethernet-Multicast-Übertragung von abgetasteten Analogwerten über einen Prozessbus.
  4. Sie können die Ethernet-Verbindung zum Stationsbus unterstützen.
  5. Sie verfügen über eine Watchdog-Selbstüberwachung der NCIT-Sensoren sowie der MU selbst.

Die Verbindungen zum Prozessbus und zum Stationsbus entsprechen dem IEC61850-Standard, der später in diesem Kapitel eingeführt wird und in Abbildung 6 dargestellt ist.

Abbildung 6 - Position der Merging Unit (MU) in der Unterstation

Jedes Zusammenführungseinheitsmodul bietet eine Signalverarbeitung, um Abtastwerte von Phasenströmen (Ia, Ib, Ic), Phasenspannungen (Va, Vb, Vc), plus Reststrom und Restspannung bereitzustellen. Die Rahmen für die Abfragewerte sind Multicast über Ethernet, wobei eine Glasfaser- oder Kupfer-Ethernet-Verbindung verwendet wird . Die Ausgaben der Vereinigungseinheiten müssen genau zeitgestempelt sein.

Dies erfordert, dass die Vereinigungseinheiten genau zeitsynchronisiert sind, und dies wird im nächsten Abschnitt erörtert.

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2.1 Zeitsynchronisierung der Einheit

Die genaue Zeitsynchronisation, die von den Vereinigungseinheiten benötigt wird, wird auf die gleiche Weise wie für das Synchronisieren von Phasor Measurement Units (PMUs) realisiert .

Die Synchronisation kann dank des Global Positioning Satellite Systems erreicht werden. Synchronisierungssignale können entweder über Glasfaserverbindungen in Form von 1-Puls-Persekunden-Signalen (1pps) oder über Ethernet nach IEEE1588 übertragen werden.

1956 standardisierte die amerikanische Inter Range Instrumentation Group die verschiedenen Timecode-Formate. Diese wurden im IRIG-Dokument 104-60 veröffentlicht . Dies wurde 1970 im IRIG-Dokument 104-70 revidiert und später als IRIG-Standard 200-70 veröffentlicht .

Der Name eines IRIG-Code-Formats besteht aus einem einzelnen Buchstaben plus drei aufeinanderfolgenden Ziffern. Jeder Buchstabe oder jede Ziffer gibt ein Attribut des entsprechenden IRIG-Codes wieder.

Die folgenden Tabellen enthalten die Bedeutungen der Suffixe und Beschreibungen der verwendeten Abkürzungen.

Tabelle 1 - Serielle Timecode-Formate

Tabelle 1 - Serielle Timecode-Formate

Tabelle 2 - Suffixbeschreibungen

Tabelle 2 - Suffixbeschreibungen

Es gibt viele Teilmengen des IRIG-B-Formats. IRIG-B ist der Standard für die Zeitsynchronisation mit 100 PPS. Es war dieser Geschmack, der von der Versorgungsindustrie angenommen wurde, um einen Echtzeit-Informationsaustausch zwischen Umspannwerken bereitzustellen.

Für die IED-Zeitsynchronisation wird IRIG-B12x typischerweise für modulierte Signale und IRIG-B00x für demodulierte Signale verwendet.

Das IRIG-B-Zeitcodesignal ist eine Sequenz von einem zweiten Zeitrahmen. Jeder Frame ist wie folgt in zehn 100ms-Slots aufgeteilt:

  • Zeitschlitz 1: Sekunden
  • Zeitschlitz 2: Minuten
  • Zeitschlitz 3: Stunden
  • Zeitschlitz 4: Tage
  • Zeitschlitz 5 und 6: Steuerfunktionen
  • Zeitfenster 7 bis 10: Gerade binäre Uhrzeit

Die ersten vier Zeitschlitze definieren die Zeit in binär codierter Dezimalzahl (BCD) . Die Zeitschlitze 5 und 6 werden für Steuerfunktionen verwendet, die Löschbefehle steuern und verschiedene Datengruppierungen innerhalb der Synchronisationsketten ermöglichen. Die Zeitschlitze 7-10 definieren die Zeit in SBS (Gerade Binärzweite des Tages) .

Jeder Rahmen beginnt mit einer Positionsreferenz und einer Positionskennung. Jeder Zeitschlitz ist ferner durch eine 8mS-Positionskennung getrennt .

Ein typischer 1-Sekunden-Zeitrahmen ist in Fig. 7 dargestellt. Wenn die Steuerfunktion oder SBS-Zeitschlitze nicht verwendet werden, werden die in diesen Feldern definierten Bits als eine Folge von Nullen gesetzt.

Abbildung 7 - IRIG-B Rahmenkonstruktion

Der 74-Bit-Zeitcode enthält 30 Bits von BCD-Zeitjahrinformationen in Tagen, Stunden, Minuten und Sekunden, 17 Bits von SBS, 9 Bits für Jahrinformation und 18 Bits für Steuerfunktionen.

Der BCD-Code (Sekundenunterwort) beginnt bei Indexzahl 1 mit binär codierten Bits, die zwischen den Positionsidentifikationsbits P0 und P6 auftreten: 7 Sekunden, 7 Minuten, 6 Stunden, 10 Tage und 9 für Jahresinformationen zwischen Positionskennungen P5 und P6, um das BCD-Wort zu vervollständigen.

Zwischen den Dezimalziffern in jedem Unterwort tritt eine Indexmarkierung auf, um eine Trennung für die visuelle Auflösung bereitzustellen.

Das SBS-Wort beginnt bei der Indexzahl 80 und liegt zwischen den Positionsidentifizierern P8 und P0 mit einem Positionsidentifikationsbit P9 zwischen dem 9. und dem 10. SBS-codierten Bit. Der SBS-Zeitcode wird alle 24 Stunden recycelt. Die achtzehn Steuerbits treten zwischen den Positionsidentifizierern P6 und P8 mit einer Positionskennung alle 10 Bits auf.

Die Bildrate beträgt 1, 0 Sekunden mit Auflösungen von 10 ms (DC-Pegelverschiebung) und 1 ms (modulierter 1 kHz Träger).

Mit IEDs, die über Ethernet auf dem Stationsbus verbunden sind, und mit zeitsynchronisierten Verbindungseinheiten, die zeitgestempelte analoge Abtastwerte über den Prozessbus senden, sind die Bausteine ​​für die digitale Unterstation vorhanden .

Die Notwendigkeit eines gemeinsamen Verständnisses zwischen Quelle und Ziel wurde bereits hervorgehoben.

Die Einführung von Standardprotokollen wie Modbus, DNP3 und IEC60870-5-103 öffnet die Tür zu einem gemeinsamen Verständnis, aber die Einführung von IEC61850 brachte echte Möglichkeiten für Interoperabilität und "Plug-and-Play" -Möglichkeiten mit sich Stationsautomatisierung .

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3. Schlussfolgerungen

Die NCIT-Geräte, die aus verschiedenen physikalischen Prinzipien entwickelt wurden und als Teil der GIS-Pilotanwendungen installiert wurden, profitieren von viel versprechenden Erfahrungsberichten in einem Umfeld, das für die Entwicklung dieser Technologie günstig ist.

Eine große Anzahl von Industrieanlagen, die mit den Wachstumsanforderungen von Schwellenländern verbunden sind, wo die Spannung hauptsächlich zwischen 110 und 525 kV liegt, wird in naher Zukunft mit dieser Technologie ausgestattet werden.

Das durch die Anwendung von IEC 61850 vorgeschlagene Normenwerk ist die Verbindung zwischen Herstellern und Betreibern. Seine Legitimität liegt in der Gewährleistung nachhaltiger Entwicklung und Adhäsion, verbunden mit realen Größenvorteilen, Betriebssicherheit und erhöhter Wartbarkeit.

Kenntnis der Umgebung, verbunden mit Erfahrungsrückmeldungen und Kenntnis der Normen und der Technologie, ermöglichen es, den Anforderungen entsprechende NCIT-Geräte vorzuschlagen.

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Verweise //

  1. Netzwerkschutz- und Automatisierungshandbuch von Alstom
  2. Gasisolierte Schaltanlage Typ 8VN1 blau GIS bis 145 kV, 40 kA, 3150 A von Siemens
  3. DIGITALE SUBSTATION - Tests des Prozessbusses mit nicht konventionellen GIS-Transformern von D. CHATREFOU, JL RAYON und C. LINDNER

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