Warum eine Umspannstation automatisieren? Was bekommst du?

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Anonim

Funktionen der Nebenstellenautomatisierung

Die Automatisierung von Teilanlagen umfasst den Einsatz von Schaltanlagen und Feeder-Funktionen und Anwendungen von der SCADA- und Alarmverarbeitung bis zur integrierten Volt-Var-Regelung, um das Management von Kapitalanlagen zu optimieren und die Betriebs- und Wartungseffizienz mit minimalem menschlichem Eingreifen zu verbessern.

Warum eine Umspannstation automatisieren? Was bekommst du? - Anwendungsfunktionen und Anwendungen einer Stationsautomatisierung und -schutz (auf Foto: 115kV Kontroll- und Schutzpanel)

Es ist offensichtlich, dass die Automatisierung von Unterstationen implementiert wird , um menschliche Eingriffe zu reduzieren und die Betriebseffizienz des Systems zu verbessern.

Die Optimierung der Anlagen und die Senkung der Betriebskosten auf lange Sicht sind weitere Vorteile der Stationsautomatisierung.

Distribution SCADA wird die grundlegenden Funktionen wie Überwachung und Steuerung, Berichterstellung und Protokolldatenspeicherung sowie mehrere Funktionen für spezielle Anwendungen im Stationsautomatisierungsschema haben.

In den folgenden Abschnitten werden die Anwendungsfunktionen erläutert.

  1. Integrierte Schutzfunktionen: Herkömmlicher Ansatz und IED-basierter Ansatz
  2. Automatisierungsfunktionen:
    1. Intelligentes Bus-Failover und automatische Lastwiederherstellung
    2. Leitungstrennung der Versorgungsleitung
      1. Wie funktionieren Trenner?
    3. Adaptive Weiterleitung
    4. Gerätezustandsüberwachung (ECM)
  3. Funktionen auf Unternehmensebene:
    1. Störungsanalyse
    2. Intelligente Alarmverarbeitung
    3. Überwachung der Stromqualität
    4. Echtzeit-Geräteüberwachung

1. Integrierte Schutzfunktionen: Herkömmlicher Ansatz und IED-basierter Ansatz

Bei der herkömmlichen Methode hatten die Relais fest verdrahtete Eingänge von den Messwandlern, und von den Relais führten Festdrähte die Auslösesignale zu den Leistungsschaltern, wie in 1 gezeigt.

Abbildung 1 - Schutz durch feste Verdrahtung und (b) Schutz über LAN

Im IED-basierten modernen Ansatz werden die Informationen von Messwandlern die Relais-Geräte über LAN erreichen, die Relais tauschen Informationen über LAN aus, und wenn der Prozessbus Realität wird, erhalten die Leistungsschalter Auslösesignale über ein generisches Objekt. GOOSE-Nachricht, die sich im Prozessbus bewegt, wie in Abbildung 1b dargestellt.

Im Fall eines Schalterversagens wird bei dem herkömmlichen Schutzverdrahtungsschema die Festverdrahtung das Auslösesignal zu dem Ersatzschutzschema führen, wie in 2a gezeigt.

Auf der anderen Seite wird in einem modernen Schutzschema der Backup-Schutz über LAN initiiert, wie in 2b angegeben, was die Verdrahtung enorm reduziert und auch alternative Wege nutzt .

Abbildung 2 - (a) Schutz durch feste Verdrahtung und (b) Schutz durch GOOSE-Messaging über LANs.

Schutzfunktionen wie automatische Wiedereinschaltung und Bus-Differentialschemata können implementiert werden, und Schalterversagen kann effektiv behandelt werden.

Der Vorteil liegt darin, dass separate Schutzrelais vermieden werden können und somit eine Leistungsverbesserung und Zuverlässigkeitssteigerung erreicht wird .

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2. Automatisierungsfunktionen

Zu den Anwendungsfunktionen der Stationsautomatisierung gehören intelligentes Bus-Failover, automatische Lastwiederherstellung, adaptive Weiterleitung und Überwachung des Gerätezustands, die in den folgenden Abschnitten erläutert werden.

2.1 Intelligentes Bus-Failover und automatische Lastwiederherstellung

Dieses Schema wird im Allgemeinen in einer Verteilerstation verwendet, in der es zwei Transformatoren und einen normalerweise offenen Busschalter gibt .

Wenn ein Transformator in einer Unterstation ausfällt, überträgt das einfache Bus-Failover-Schema die Last an den gesunden Transformator in der Unterstation, was den gesunden Transformator überlasten und zu einem weiteren Fehler führen kann.

Daher wurden die Bus-Failover-Schemata in einigen Fällen deaktiviert.

Die Kapazität der Umspannstation ist durch die Last (Überlast) begrenzt, die der gesicherte Transformator tragen kann. Bei einem intelligenten Bus-Failover-Schema stellt das Stationsautomatisierungssystem jedoch sicher, dass der gesunde Transformator nicht überlastet wird .

Dies kann durch zeitweiliges Abladen eines oder einiger Abgangsgeräte geschehen. Diese Einspeiser können von einer benachbarten Unterstation durch Schließen eines Kuppelschalters versorgt werden, und die Unterbrechung der Last kann minimiert werden.

Der Vorteil dieses Schemas ist in erster Linie die Verbesserung der Zuverlässigkeit, da die Lastübertragung so schnell wie möglich erfolgt . Die Ausfallzeit kann von 30 Minuten auf 1 Minute reduziert werden. Das Schema ermöglicht auch eine bessere Auslastung der Geräte.

Die "intelligente" Lastübertragung ermöglicht eine höhere Belastung unter normalen Bedingungen, da die feste Kapazität der Unterstation auf die Menge der Last beschränkt ist, die nach einer einzigen Notsituation, wie beispielsweise einem Transformatorausfall, übertragen werden kann.

Abbildung 3 - Intelligente Bus-Failover-Demonstration

Abbildung 3 zeigt den Fehler am Transformator B. Die Leistungsschalter 1 und 2 schalten den Transformator B ab und trennen ihn, und der Leistungsschalter 3 wird geschlossen, um die Last auf den Transformator A zu übertragen, der überlastet wird und möglicherweise durch Öffnen des Leistungsschalters 4 die Last ableiten muss.

Die Last kann jedoch nachträglich übertragen werden, indem die Leitung durch Schließen des Unterbrechers 5 automatisch mit der benachbarten Unterstation verbunden wird .

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2.2 Aufteilung der Versorgungsleitung

Die Verteilungsunterstationen werden häufig von einer Versorgungsleitung ohne hohen Seitenunterbrecherschutz abgegriffen. Dies verursacht ein Problem, und eine beträchtliche Last kann außer Betrieb sein, bis die Außendienstmannschaft ankommt.

Die Ziele der Regelung bestehen darin, den gestörten Abschnitt der Versorgungsleitung zu identifizieren, den gestörten Abschnitt zu isolieren und die Versorgung der Umspannwerke wiederherzustellen, die von dem nicht versorgten Abschnitt der Versorgungsleitung gespeist werden.

Der Vorteil ist, dass die Zuverlässigkeit verbessert werden kann, da der Service für Umspannwerke, die ohne Strom sind, so schnell wie möglich wiederhergestellt werden kann. Die Ausfallzeit wird von 30 auf 1 oder 2 Minuten reduziert.

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Wie funktionieren Trenner?

Rund 80% der Störungen in den Mittelspannungsfreileitungen sind transienter Natur und daher oft selbstlöschend. Um die Versorgung des fehlerhaften Abzweigs nach dem Auslösen der Leitung wiederherzustellen, werden verschiedene automatische Wiedereinschaltschemata verwendet .

Wenn der Feeder von einer nicht selbstlöschenden Fehlerart betroffen ist, sind viele Kunden nach mehreren erfolglosen AWE-Versuchen von einer langen Versorgungspause betroffen. Wenn sich der tatsächliche Fehler in der Nähe des Endes des Einspeisers befindet, könnten die Kunden in der Nähe des Umspannwerks weiterhin versorgt werden, wenn der fehlerhafte Abschnitt des Einspeisers isoliert werden könnte.

Für solche Fälle können die optimal positionierten automatischen Längstrenner die Lösung sein .

Wenn der Längstrenner mit einem Motorantriebsmechanismus, Messtransformatoren (oder Sensoren) und lokalen Steuerungs- und Überwachungseinrichtungen ausgestattet ist, wird der Längstrenner zu einem sogenannten automatischen Längstrenner . Mit einem automatischen Segmentierer ist es möglich , diskriminierende Fehlerisolierungsschemata aufzubauen . Der automatische Längstrenner arbeitet in Koordination mit vorgeschalteten Schaltgeräten und nutzt die stromlosen Zeiten während des automatischen Wiedereinschaltverfahrens, um fehlerhafte Abschnitte zu betreiben und zu isolieren.

Der automatische Längstrenner zählt die Wiedereinschaltversuche der vorgelagerten Einrichtung, wie z. B. den Wiedereinschaltautomaten in der vorgeschalteten Unterstation, und nach einer vorgewählten Anzahl von Versuchen öffnet er automatisch während der stromlosen Zeit der automatischen Wiedereinschaltsequenz.

Das folgende Diagramm zeigt einen einfachen radialen Speiser, bei dem die Funktionalität eines automatischen Längstrenners zusammen mit dem automatischen Wiedereinschaltungsschema des Leistungsschalters zur diskriminierenden Fehlerisolierung genutzt wird.

Abbildung 4 - Ein Beispiel für die Verwendung von Längstrennern für die selektive Störungsisolierung bei der radialen Zuführung

Wenn der Fehler auf dem Freileitungsabschnitt hinter dem Längstrenner auftritt, erkennt die Schutzweiterleitung in dem zuführenden Umspannwerk und in dem Längstrenner den Fall.

Die Schutzumschaltung an der Unterstation startet die automatische Wiedereinschaltung durch Auslösen des Leistungsschalters in T1 . Der Längstrenner bestätigt diese Aktion. Nach einer voreingestellten Zeitverzögerung ( T2 ) schließt der Leistungsschalter erneut. Da der Fehler nicht behoben wurde, löst der Leistungsschalter nach einer voreingestellten Zeitverzögerung von T3 erneut aus . Der Längstrenner beginnt seinen Öffnungszyklus während der stromlosen Periode des Feeders von T4 .

Der Befehl zum Aufteilen des tatsächlichen Längsprofilierers wird nach einer voreingestellten Zeitverzögerung von T5 ausgegeben.

Nach Ablauf der Zeitverzögerung von T4 des automatischen Wiedereinschaltschemas ist der Längstrenner vollständig geöffnet und der Leistungsschalter schließt erneut, wodurch die gesunden Abschnitte des Speisers erregt werden .

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2.3 Adaptive Weiterleitung

Dies ist sehr wichtig. Adaptives Weiterleiten ist der Prozess , bei dem die Einstellungen von Schutzrelais-IEDs basierend auf den Systembedingungen automatisch geändert werden .

Dies kann für einen Bediener sehr hilfreich sein, wenn eine Systemkrise vorliegt und Hauptleitungen und Generatoren stolpern .

Die spezielle Schutzfunktion des Stationsautomatisierungssystems kann eine Rolle spielen, indem die Einstellungen einiger Relais-IEDs geändert werden.

Zum Beispiel kann im Falle eines Auslösens eines kritischen Generators eine Leitung aufgrund der Umleitung von Strom aus anderen Quellen stark belastet werden. Unter normalen Umständen wird dies zum Stolpern dieser Leitung führen, was zu einer Notsituation eskalieren kann. Der Master in der Leitstelle wird die Fahrt erkennen und das entsprechende SA-System über das Ereignis informieren.

Das SA-System kann die entsprechenden Relais auf die neuen Einstellungen umschalten, um die erforderliche Leistung bis zum Ende der Krise zu übertragen und dann zu den ursprünglichen Einstellungen zurückzukehren.

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2.4 Gerätezustandsüberwachung (ECM)

Viele Elektrizitätsversorgungsunternehmen haben ein ECM verwendet, um die elektrische Ausrüstung in einem optimalen Betriebszustand zu halten, während die Anzahl von Unterbrechungen minimiert wird.

Mit dem ECM werden Gerätebetriebsparameter automatisch verfolgt, um das Auftreten verschiedener abnormaler Betriebsbedingungen mit Hilfe spezieller Sensoren und Diagnosewerkzeuge zu erkennen. Auf diese Weise kann das Personal des Umspannwerks bei Bedarf rechtzeitig Maßnahmen ergreifen, um die Zuverlässigkeit zu erhöhen und die Lebensdauer der Ausrüstung zu verlängern.

Dieser Ansatz wird am häufigsten bei Umspanntransformatoren und Hochspannungs-Stromversorgungsunterbrechern angewendet, um die Wartungskosten dieser Vorrichtungen zu minimieren, indem die zeitbasierte Routineprüfung entfällt und somit erhebliche Arbeits- und Materialkosten eingespart werden.

Die Anzahl der katastrophalen Ausfälle wird reduziert, indem die Reparaturkosten reduziert und erzwungene Ausfälle vermieden werden. Eine dynamische Bewertung der Anlagen ist möglich, wodurch mehr Kapazität aus den bestehenden Anlagen herausgepresst werden kann und somit die Verfügbarkeit verbessert wird.

Die Lebensdauer der Ausrüstung wird somit verlängert, und sogar eine Verlängerung um ein oder zwei Jahre kann zu erheblichen Einsparungen führen.

Die ECM-Überwachungsgeräte umfassen:

  1. Gelöstes Gas in Öl-Monitoring-Proben
  2. Feuchtigkeitsdetektoren
  3. Stufenwächter laden
  4. Teilentladung von akustischen Monitoren
  5. Buchsenmonitore
  6. Stromkreisunterbrechungsmonitore (GIS und OCB)
  7. Batteriewächter
  8. Expertensystem-Analysatoren

ECM ist ein zusätzlicher Vorteil der Stationsautomatisierung.

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3. Anwendungsfunktionen auf Unternehmensebene

Sobald die Unterstation automatisiert ist, gibt es viele Anwendungsfunktionen, die auf Unternehmensebene implementiert werden können. Die letzte Ebene gibt die Implementierungen des Utility-Unternehmens in der folgenden Tabelle 1 an.

Dienstprogramm Enterprise
Stufe IIIStationsautomatisierungsfunktionen
Stufe IIIED-Integration
Stufe IIED-Implementierung
Stromversorgungsanlagen (Transformatoren, Schutzschalter usw.)

Zuerst gibt es die Stromversorgungsanlagen wie Transformatoren, Leistungsschalter und intelligente Messwandler und Sensoren. Die erste Ebene ist die IED-Implementierung, bei der verschiedene IEDs in der Unterstation installiert sind.

Die zweite Ebene ist die IED-Integration unter Verwendung der Zweiwegkommunikation des IED . IEDs von verschiedenen Herstellern und mit unterschiedlichen Funktionalitäten müssen in ein zusammenhängendes Schutz-, Überwachungs- und Kontrollsystem integriert werden, das auch eine Reihe weiterer Funktionen wie Aufzeichnung und Messung von Signalformen ausführt.

Sobald die IEDs integriert sind, kann eine Reihe von Anwendungen für die Stationsautomatisierung, die dritte Ebene, ausgeführt werden, um die Unterstation und die zugehörigen Feeder- und Kundenautomatisierungsfunktionen im Stromversorgungssystem effektiv zu überwachen und zu steuern.

Schließlich gibt es das Versorgungsunternehmen, in dem die Integration verschiedener Kontrollzentren durchgeführt werden kann und die gemeinsame Nutzung von Daten und Anwendungen ermöglicht wird.

3.1 Störungsanalyse

Die Störungsanalyse ist ein zusätzlicher Vorteil, wenn IEDs implementiert werden, da sie inhärente Fähigkeiten zum Aufzeichnen der Fehlerwellenform und auch die Möglichkeit zum Zeitstempel der gemessenen Betriebsdaten aufweisen.

Diese Werte können verwendet werden, um eine Störungssequenz neu zu erstellen, da die Zeitstempelung auf das Niveau von Millisekunden oder weniger dem Bediener und anderem Personal in dem Dienstprogramm helfen wird, die Situation zu beurteilen und Korrekturmaßnahmen für die nächste Störung zu ergreifen.

Abbildung 6 - Desktopbasierte Benutzeroberfläche für die Stationsstörungsanalyse

Zum Beispiel können im Falle einer Inselbildung eines Abschnitts des Stromversorgungssystems die Fehler, die Leitungsauslösung, die Überlastung und die Unterbelastung sowie die Auslösung von Generatoren in schneller Folge auftreten. Nach dem Islanding muss das Versorgungspersonal die Situation beurteilen und den richtigen Ablauf der Ereignisse feststellen.

Die Zeitstempelung von Ereignissen, Analog- oder Statusänderungen hilft dem Dienstprogramm immens, ein Ereignis neu zu erstellen und eine gründliche Analyse der Situationen durchzuführen, die zur Inselbildung geführt haben. Die erfassten Kurven können von den Wartungs- und Schutzabteilungen verwendet werden, um die Schwere des Schadens zu bewerten und korrigierende Maßnahmen zu ergreifen.

Visualisierung und Benutzerschnittstelle können als Client-seitige Anwendung implementiert werden , die Visualisierungsanwendung oder Benutzerschnittstelle auf Client-Computern ausführt (6).

Direkte Benachrichtigungen an Benutzer und Berichte, die für bestimmte Benutzergruppen angepasst und formatiert wurden, sollten unter Verwendung aller verfügbaren technischen Mittel durchgeführt werden. Zusätzliche "Intelligenz" kann in Berichte integriert werden, die basierend auf Ereignisprioritäten und Benutzerkategorien verbreitet werden.

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3.2 Intelligente Alarmverarbeitung

Die intelligente Alarmverarbeitung ist in einer Leitwarte von größter Wichtigkeit , um dem Bediener zu helfen, sich durch die Batterie von Alarmen, die durch ein Ereignis ausgelöst werden, zu verwirren .

Abbildung 5 - Der Bildschirm der SCADA-Station, der Alarme und Ereignisse anzeigt (Bildnachweis: GeniSYS LLC)

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3.3 Überwachung der Stromqualität

Die Stromqualität ist aus zwei Gründen ein wichtiger Faktor im heutigen Betriebsszenario des Stromnetzes. Die Qualität der Energie verschlechtert sich aufgrund des Flusses neuer leistungselektronischer Geräte, die das System mit Oberschwingungen und Wellen überschwemmen.

Aber Qualitätsenergie ist ein Muss für viele Geräte, um optimal zu funktionieren, und eine große Anzahl von Fertigungsstätten benötigt Qualitätskraft für die Präzisionsfertigung.

Das SA-System mit den implementierten und integrierten IEDs kann bei der Überwachung der Stromqualität helfen, indem es den Oberwellengehalt in der Spannungswellenform und die gesamte harmonische Verzerrung meldet und die oszillografischen Informationen auch zur Überwachung an das Überwachungszentrum senden kann.

Notwendige Korrekturmaßnahmen können ergriffen werden und die Energiequalität kann durch das Dienstprogramm aufrechterhalten werden .

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3.4 Echtzeit-Geräteüberwachung

Die Überwachung von Geräten in Echtzeit ist eine Abwandlung der bereits erwähnten Überwachung des Gerätezustands. Herkömmlicherweise werden Stromsystemgeräte unter normalen Bedingungen auf die Nennkapazität geladen, während bei einer Zustandsüberwachung des Geräts die Belastung eher auf tatsächlichen Bedingungen als auf konservativen Annahmen basieren kann.

Beispielsweise wird ein Transformator, der mit einem "Hot Spot" erkannt wird, aufgrund der Angst vor einer Katastrophe immer auf einen viel niedrigeren Wert geladen. In einer Zustandsüberwachungsumgebung kann der Transformator jedoch auf einen höheren Wert geladen werden, indem die wahre Wicklungs-Hot-Spot-Temperatur überwacht wird.

Die Belastbarkeit kann abgeleitet werden, und es wird berichtet, dass durch diese Aktivität 5% bis 10% zusätzliche Beladung erreicht werden können. Daher kann der Versorger mehr Kapazität aus der bestehenden Ausrüstung herausquetschen und Investitionen in neue Ausrüstung verzögern.

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Verweise //

  1. Power System Scada und Smart Grids von Mini S. Thomas und John D. McDonald (Kauf Hardcopy von Amazon)
  2. Handbuch zur Verteilungsautomatisierung von ABB
  3. Automatisierte Fehler- und Störungsanalyse: Verständnis der Konfigurationsherausforderung von M. Kezunovic, Fellow, IEEE, S. Sternfeld, M. Datta-Barua, Mitglied, IEEE, D. Maragal, Mitglied, IEEE, und T. Popovic, Senior Member, IEEE

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