อุปกรณ์สำหรับสถานีย่อยดิจิทัลพร้อมโปรโตคอล 16850 สถานีย่อยดิจิทัลในรัสเซีย: กระบวนการได้เริ่มขึ้นแล้ว การออกแบบและการว่าจ้าง

การป้องกันรีเลย์

มาตรฐาน IEC 61580 อนุญาตให้สร้างสถานีย่อยรุ่นใหม่ - ดิจิทัลซึ่งควรกลายเป็นองค์ประกอบของสมาร์ทกริด
อย่างแม่นยำยิ่งขึ้น "ระบบพลังงานไฟฟ้าอัจฉริยะพร้อมกริดแบบปรับใช้งานได้" การแนะนำ IEC 61850 ทำให้สามารถเชื่อมต่ออุปกรณ์เทคโนโลยีทั้งหมดของสถานีย่อยด้วยเครือข่ายข้อมูลเดียว ซึ่งไม่เพียงแต่ส่งข้อมูลจากอุปกรณ์ตรวจวัดไปยังการป้องกันการถ่ายทอดและขั้วต่อระบบอัตโนมัติเท่านั้น แต่ยังรวมถึงสัญญาณควบคุมด้วย
ในเอกสารเผยแพร่นี้ ผู้เขียนพิจารณาระบบย่อยของการป้องกันรีเลย์ ระบบอัตโนมัติ และการวัดค่าไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ ซึ่งสร้างขึ้นบนพื้นฐานของระบบการส่งข้อมูลดิจิทัลโดยใช้โปรโตคอลที่อธิบายโดย IEC 61580

สถานีย่อยดิจิทัล
ปัญหาการใช้งานอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ

IEC 61850

IEC 61850 เป็นมาตรฐานการสื่อสารระดับโลก ซึ่งตามแผนของ International Electrotechnical Commission จะขยายออกไปนอกเหนืออุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า มาตรฐาน IEC 61850 "เครือข่ายการสื่อสารและระบบสำหรับระบบอัตโนมัติในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า" มีหลายบทที่อธิบายโปรโตคอลการถ่ายโอนข้อมูล 3 รายการ ตลอดจนข้อกำหนดสำหรับแบบจำลองข้อมูลที่ต้องนำไปใช้ในอุปกรณ์ ภาษาการกำหนดค่า และ กระบวนการทางวิศวกรรมระบบ
คำอธิบายที่ชัดเจนเกี่ยวกับรุ่นข้อมูลของอุปกรณ์เป็นหนึ่งในคุณสมบัติที่สำคัญของมาตรฐาน IEC 61850 ซึ่งแตกต่างจากมาตรฐานอื่นๆ สำหรับการแลกเปลี่ยนข้อมูลในอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า ตามข้อกำหนด อุปกรณ์ทางกายภาพแต่ละเครื่องต้องมีเซิร์ฟเวอร์แบบลอจิคัล ซึ่งภายในมีการวางแบบจำลองลำดับชั้น รวมถึงอุปกรณ์แบบลอจิคัลตั้งแต่หนึ่งเครื่องขึ้นไปที่มีโหนดแบบลอจิคัล โหนดลอจิคัลแต่ละโหนดประกอบด้วยองค์ประกอบข้อมูลและแอตทริบิวต์ (รูปที่ 1)

ข้าว. 1. แบบจำลองข้อมูลลำดับชั้น

โหนดตรรกะเป็นคำอธิบายที่เป็นมาตรฐานของอินเทอร์เฟซการสื่อสารของฟังก์ชันต่างๆ ของอุปกรณ์ ตัวอย่างเช่น ฟังก์ชันกระแสเกินในการป้องกันรีเลย์ (RPA) สอดคล้องกับโหนดโลจิคัล PTOC โหนดโลจิคัลประกอบด้วยองค์ประกอบข้อมูลต่างๆ เช่น องค์ประกอบ str ซึ่งให้การส่งสัญญาณว่าการป้องกันได้เริ่มต้นขึ้นแล้ว แอตทริบิวต์ขององค์ประกอบ str จะเป็นฟิลด์ต่างๆ เช่น ทั่วไป (เริ่มต้นทั่วไป), phsA (เริ่มต้นเฟส A) และอื่นๆ

ตามที่กล่าวไว้แล้ว มาตรฐาน IEC 61850 เสนอการใช้โปรโตคอลการถ่ายโอนข้อมูลสามแบบ (รูปที่ 2):

• MMS (Manufacturing Message Specification - ISO/IEC 9506 standard) - โปรโตคอลสำหรับถ่ายโอนข้อมูลตามเวลาจริงและคำสั่งควบคุมดูแลระหว่างอุปกรณ์เครือข่ายและ/หรือแอปพลิเคชันซอฟต์แวร์
• GOOSE (เหตุการณ์สถานีย่อยเชิงวัตถุทั่วไป - มาตรฐาน IEC 61850-8-1) เป็นโปรโตคอลการถ่ายโอนข้อมูลเหตุการณ์สถานีย่อย ในความเป็นจริง โปรโตคอลนี้ทำหน้าที่แทนการเชื่อมต่อสายทองแดงที่ออกแบบมาเพื่อส่งสัญญาณแยกระหว่างอุปกรณ์
• SV (ค่าตัวอย่าง - มาตรฐาน IEC 61850-9-2) เป็นโปรโตคอลสำหรับการส่งค่าทันทีแบบดิจิทัลจากการวัดกระแสและหม้อแปลงแรงดัน (CT และ VT) โปรโตคอลนี้ช่วยให้คุณเปลี่ยนวงจรไฟฟ้ากระแสสลับที่เชื่อมต่ออุปกรณ์ RPA ด้วย CT และ VT

ข้าว. 2. โปรโตคอล IEC 61850

ประการแรก ผู้ผลิตได้ดำเนินการรองรับโปรโตคอล MMS และ GOOSE เพียง 10 ปีหลังจากการเผยแพร่มาตรฐานรุ่นแรก ผู้ผลิตก็ใกล้จะได้ดำเนินการสนับสนุนโปรโตคอล SV แล้ว แรงผลักดันในการพัฒนาโปรโตคอลนี้คือการเตรียมแนวทางสำหรับการดำเนินการตามโปรโตคอล IEC 61850-9-2 (โดยทั่วไปเรียกว่า IEC 61850-9-2 LE จาก English Light Edition - light version) แนวทางปฏิบัติได้กำหนดพารามิเตอร์การใช้งานโปรโตคอลไว้อย่างชัดเจนซึ่งมีความสำคัญต่อการทำงานร่วมกันของอุปกรณ์ เช่น อัตราตัวอย่าง องค์ประกอบของแพ็กเก็ตข้อมูล และอื่นๆ

พารามิเตอร์บางตัวที่กำหนดโดยข้อมูลจำเพาะ 9-2 LE ทำให้ผู้ผลิตไม่พอใจ ตัวอย่างเช่น อัตราการสุ่มตัวอย่างที่เลือก 80 ตัวอย่างต่อช่วงเวลาไม่ตรงกับความถี่ภายในของการประมวลผลสัญญาณในอุปกรณ์ RPA ของผู้ผลิตรัสเซียและต่างประเทศจำนวนมาก (ญี่ปุ่น ฝรั่งเศส) สิ่งนี้ทำให้เกิดความล่าช้าในการพัฒนาอุปกรณ์ป้องกันการถ่ายทอดด้วยการสนับสนุนโปรโตคอล SV แต่ตอนนี้เราสามารถพูดได้ว่าปัญหานี้ได้รับการแก้ไขแล้วและผู้ผลิตอุปกรณ์ป้องกันการถ่ายทอดและอุปกรณ์อัตโนมัติรายใหญ่เกือบทั้งหมดได้นำเสนอต้นแบบของอุปกรณ์ที่รองรับ โปรโตคอล IEC 61850-9-2

ดังนั้นหนึ่งในภารกิจหลักในการสร้างสถานีย่อยดิจิทัลคือการสร้างอุปกรณ์รองที่จำเป็นโดยรองรับโปรโตคอลดิจิทัลจึงได้รับการแก้ไขในวันนี้ อย่างไรก็ตาม ยังคงมีปัญหาด้านองค์กรและด้านเทคนิคอยู่หลายประการ ซึ่งไม่สามารถดำเนินการเปลี่ยนผ่านสู่ดิจิทัลในระบบรองได้หากไม่มีวิธีแก้ไข มาแสดงรายการกัน:

• ความเข้ากันได้ในการทำงานของอุปกรณ์สำหรับวัตถุประสงค์ต่างๆ และจากผู้ผลิตที่แตกต่างกัน
• ความน่าเชื่อถือของการส่งข้อมูลผ่านเครือข่ายดิจิทัล
• อัตราการถ่ายโอนข้อมูลที่ต้องการ
• ฐานเชิงบรรทัดฐานที่เพียงพอต่อเทคโนโลยี อันดับแรกในด้านมาตรวิทยา
• แก้ปัญหาการออกแบบสถานีย่อยดิจิทัล

ลองพิจารณาแต่ละด้านโดยละเอียด

รับประกันความเข้ากันได้

ความเข้ากันได้ของอุปกรณ์จากผู้ผลิตหลายรายสำหรับโปรโตคอลการถ่ายโอนข้อมูลดิจิทัลเป็นหนึ่งในหลักการพื้นฐานของ IEC 61850

ในช่วงเริ่มต้นของการพัฒนามาตรฐาน ความเป็นไปได้ของหลักการนี้ถูกตั้งคำถาม พื้นฐานสำหรับสิ่งนี้คือการใช้โปรโตคอลที่ค่อนข้างหยาบในอุปกรณ์เวอร์ชันแรก: ผู้ผลิตแต่ละรายรีบประกาศว่าพวกเขามีอุปกรณ์ที่รองรับ IEC 61850 ในการทดสอบอุปกรณ์ดังกล่าวห้องปฏิบัติการวิจัยการทำงานร่วมกันจำนวนหนึ่งถูกสร้างขึ้น ทำงานต่างประเทศและในรัสเซีย

ผลการทดสอบในห้องปฏิบัติการรวมถึงการทดสอบอิสระของผู้ผลิตแสดงให้เห็นว่าปัญหาในการรับรองความเข้ากันได้กับโปรโตคอล GOOSE, MMS และ SV (ในรุ่น LE) ไม่ใช่ปัญหาอีกต่อไปในปัจจุบัน

งานแยกต่างหากที่นี่คือเพื่อให้แน่ใจว่าเข้ากันได้ในแง่ของภาษาการกำหนดค่าตาม IEC 61850-6 บทนี้ของมาตรฐานอธิบายถึงภาษาการกำหนดค่า Substation Configuration Language (SCL) ตามภาษามาร์กอัป XML และมีไว้สำหรับสร้างไฟล์การกำหนดค่าอุปกรณ์

ไฟล์ SCL มีประเภทต่อไปนี้:
ICD - ไฟล์คำอธิบายความสามารถของอุปกรณ์
SSD - ไฟล์คำอธิบายข้อมูลจำเพาะของสถานีย่อย
SCD - ไฟล์คำอธิบายการกำหนดค่าสถานีย่อย
CID - ไฟล์คำอธิบายการกำหนดค่าอุปกรณ์

ขั้นตอนการกำหนดค่าอุปกรณ์ที่อธิบายโดยมาตรฐานเกี่ยวข้องกับขั้นตอนต่อไปนี้ (รูปที่ 3):

• การสร้างไฟล์ข้อมูลจำเพาะของ SSD โดยใช้ซอฟต์แวร์ออกแบบพิเศษ
• การใช้ซอฟต์แวร์ที่มาพร้อมกับอุปกรณ์ RPA ไฟล์ของคำอธิบายความสามารถ - ICD จะถูกแยกออกจากอุปกรณ์
• รวมไฟล์อธิบายความสามารถของอุปกรณ์ ICD ไว้ในไฟล์ SSD และกำหนดค่าลิงค์การสื่อสารระหว่างอุปกรณ์ การดำเนินการนี้ยังดำเนินการในซอฟต์แวร์การออกแบบพิเศษอีกด้วย ผลลัพธ์จะเป็นไฟล์คำอธิบายการกำหนดค่าสถานีย่อย - SCD;
• นำเข้าไฟล์ SCD ลงในซอฟต์แวร์การกำหนดค่าอุปกรณ์และรับไฟล์การกำหนดค่าแต่ละรายการสำหรับอุปกรณ์แต่ละเครื่อง - CID - จากนั้นจึงดาวน์โหลดไฟล์เหล่านี้ไปยังอุปกรณ์

ข้าว. 3. ขั้นตอนการกำหนดค่า IEC 61850

อาจจำเป็นต้องเปลี่ยนการกำหนดค่าบางส่วนระหว่างการตั้งค่าอุปกรณ์ ในกรณีเช่นนี้ จะใช้ไฟล์ประเภทอื่น - IID ไฟล์นี้มีวัตถุประสงค์เพื่อทำการเปลี่ยนแปลงไฟล์คำอธิบายการกำหนดค่าของสถานีย่อย SCD หลังจากเปลี่ยนไฟล์ SCD จะต้องอัปเดตการกำหนดค่าทั้งหมดในอุปกรณ์

จนถึงปัจจุบัน การเทียบท่าของผู้ผลิตซอฟต์แวร์ของอุปกรณ์และซอฟต์แวร์สำหรับการกำหนดค่าระบบยังไม่ได้รับการจัดเตรียมอย่างสมบูรณ์ ห้องปฏิบัติการความสามารถในการทำงานร่วมกันของ IEC 61850 สามารถใช้ซอฟต์แวร์ Atlan Design เพื่อกำหนดค่าอุปกรณ์ MiCOM P141, SEL-451 และ SIPROTEC 7SJ80 ไม่สามารถนำเข้าโครงการที่เสร็จสมบูรณ์ในรูปแบบ SCD ลงในซอฟต์แวร์ของผู้ผลิตบางรายได้ คุณต้องกำหนดค่าการกำหนดค่าสำหรับอุปกรณ์แต่ละเครื่องแทน

โดยทั่วไป ข้อเสียนี้ไม่ได้ป้องกันการสื่อสารผ่านโปรโตคอล GOOSE, MMS หรือ SV ระหว่างอุปกรณ์ รวมถึงอุปกรณ์ป้องกันรีเลย์ของผู้ผลิตรายต่างๆ อย่างไรก็ตาม มันทำให้กระบวนการออกแบบและทดสอบเดินเครื่องซับซ้อนขึ้น และเพิ่มข้อกำหนดสำหรับคุณสมบัติของ บุคลากรขององค์กรว่าจ้าง

ความน่าเชื่อถือของเครือข่ายการสื่อสาร

คุณลักษณะของระบบรองที่สร้างขึ้นตามมาตรฐาน IEC 61850 คือการใช้ฟังก์ชันการป้องกันและการทำงานอัตโนมัติส่วนใหญ่โดยใช้เครือข่ายข้อมูล ดังนั้นความน่าเชื่อถือของระบบป้องกันการถ่ายทอดจะเกี่ยวข้องกับความน่าเชื่อถือของระบบย่อยการส่งข้อมูล

มาตรฐาน IEC 61850 นำเสนอโซลูชันมากมายที่มุ่งปรับปรุงความน่าเชื่อถือของการส่งข้อมูล คอมเพล็กซ์นี้มีทั้งวิธีการที่อธิบายโดยมาตรฐานเองและวิธีการมาตรฐานของโปรโตคอลการสื่อสารอีเทอร์เน็ต ซึ่งรวมถึงความซ้ำซ้อนทางกายภาพของโครงสร้างพื้นฐานข้อมูลร่วมกับการใช้โปรโตคอลความซ้ำซ้อน

ปัจจุบันมีสามโปรโตคอลสำรองหลัก: RSTP, PRP, HSR

ทางเลือกของโปรโตคอลและพารามิเตอร์จะถูกกำหนดโดยโทโพโลยีของเครือข่ายข้อมูลและลักษณะที่จำเป็นในแง่ของเวลาขัดจังหวะการส่งข้อมูลที่อนุญาต

เทคนิคความน่าเชื่อถือที่อธิบายโดยมาตรฐาน IEC 61850 สำหรับโปรโตคอล MMS, GOOSE, SV จะแตกต่างกันเนื่องจากความแตกต่างที่สำคัญระหว่างโปรโตคอลเหล่านี้

โปรโตคอล MMS เป็นโปรโตคอลไคลเอ็นต์/เซิร์ฟเวอร์มาตรฐานที่อยู่ด้านบนของสแต็ก TCP/IP เพื่อให้แน่ใจว่าการถ่ายโอนข้อมูลจะใช้กลไกการร้องขอและการตอบสนอง (รูปที่ 4) ดังนั้น ในกรณีที่พยายามถ่ายโอนข้อมูลไม่สำเร็จ อุปกรณ์จะสามารถสร้างรายงานที่เหมาะสมได้

ข้าว. 4. กลไกการถ่ายโอนข้อมูลผ่านโปรโตคอล MMS

โปรโตคอล GOOSE ถ่ายโอนข้อมูลโดยใช้เทคโนโลยี "ผู้เผยแพร่-สมาชิก" โดยไม่ต้องรับทราบการรับข้อมูล การรับประกันการส่งข้อความในโปรโตคอลนี้ดำเนินการโดยการส่งข้อความซ้ำๆ ซ้ำๆ โดยมีการหน่วงเวลาขั้นต่ำ (ไมโครวินาที)

เพื่อที่จะวินิจฉัยช่องทางการสื่อสาร แม้ว่าจะไม่มีการเปลี่ยนแปลงในสัญญาณที่ส่ง อุปกรณ์ของผู้เผยแพร่จะส่งแพคเกจที่มีข้อมูลนี้เป็นระยะๆ ในกรณีที่เกิดความเสียหายกับช่องทางการสื่อสาร อุปกรณ์สมาชิกจะไม่ได้รับข้อความหลังจากช่วงเวลาที่กำหนด และจะสามารถแจ้งเตือนเกี่ยวกับปัญหาในช่องทางการสื่อสารได้

บนมะเดื่อ 5 แสดงกลไกการส่งข้อมูลโปรโตคอล GOOSE โดยที่ T0 คือช่วงเวลาในโหมดปกติ (T0) คือช่วงเวลาจากการส่งข้อความสุดท้ายไปยังข้อความหลังจากการเปลี่ยนแปลงข้อมูลในแพ็กเก็ตข้อความของ GOOSE T1-T4 คือการเปลี่ยนแปลง ช่วงเวลาระหว่างแพ็กเก็ตข้อความ GOOSE จากค่าต่ำสุดถึงค่าระบุ

ข้าว. 5. การเปลี่ยนช่วงเวลาสำหรับการส่งแพ็กเก็ตข้อความ GOOSE

โปรโตคอล SV เช่น GOOSE เป็นโปรโตคอลเผยแพร่และสมัครสมาชิก ข้อมูลโปรโตคอล SV ถูกส่งในกระแสคงที่เพื่อให้อุปกรณ์สมาชิกสามารถตรวจจับความล้มเหลวของการเชื่อมโยงโดยข้อมูลที่ขาดหายไป

นอกจากการวินิจฉัยช่องทางการสื่อสารแล้ว ข้อมูลโปรโตคอล GOOSE และ SV ยังมาพร้อมกับเครื่องหมายคุณภาพอีกด้วย ป้ายกำกับคุณภาพมีหลายฟิลด์ ซึ่งแต่ละฟิลด์มีจุดประสงค์เพื่อสื่อข้อมูลเกี่ยวกับสถานะของอุปกรณ์ที่ส่งข้อมูล รวมถึงข้อมูลเกี่ยวกับความสมบูรณ์ ความถูกต้อง และอื่นๆ

การใช้หลักการที่อธิบายไว้ในระบบที่สร้างขึ้นตามมาตรฐาน IEC 61850 ช่วยให้คุณตรวจพบความเสียหายต่อองค์ประกอบโครงสร้างพื้นฐานของเครือข่ายและอุปกรณ์ป้องกันการถ่ายทอดได้ทันที และตอบสนองอย่างรวดเร็ว

อย่างไรก็ตาม เพื่อให้ระบบอยู่ในสภาพการทำงานที่ดีและรับประกันประสิทธิภาพการทำงานที่สำคัญอย่างต่อเนื่อง จำเป็นต้องเลือกโครงสร้างระบบที่เหมาะสม จัดให้มีความซ้ำซ้อนทางโครงสร้างขององค์ประกอบที่จำเป็น และสร้างโปรโตคอลสำหรับอุปกรณ์เครือข่ายสำรอง ประเด็นเหล่านี้อยู่นอกขอบเขตของ IEC 61850 และควรได้รับการแก้ไขในระดับชาติ เนื่องจากความซับซ้อนของปัญหาภายใต้การพิจารณา ดูเหมือนว่าเหมาะสมที่จะพัฒนาแนวทางที่ให้คำแนะนำเกี่ยวกับการเลือกโทโพโลยีของเครือข่ายข้อมูลและหลักการของความซ้ำซ้อนที่เกี่ยวข้องกับโครงร่างสวิตช์เกียร์ทั่วไปที่ใช้ในรัสเซีย

อัตราบอด

ความเร็วในการรับส่งข้อมูลผ่านเครือข่ายข้อมูลของสถานีย่อยดิจิทัลพร้อมกับความน่าเชื่อถือเป็นตัวแปรที่สำคัญที่สุด เวลาในการส่งข้อมูลสำหรับสัญญาณที่สำคัญ (เช่น การเริ่มหรือตัดการป้องกัน คำสั่งการตัดวงจร ฯลฯ) จะกำหนดเวลาทั้งหมดสำหรับการกำจัดสภาวะผิดปกติและควรลดให้เหลือน้อยที่สุด

IEC 61850-5 ฉบับปัจจุบันปรับเวลาการส่งสัญญาณที่อนุญาตให้เป็นมาตรฐาน (ตารางที่ 1)

แท็บ 1. เวลาในการส่งสัญญาณปกติ

จากโปรโตคอลที่กล่าวถึงข้างต้น เวลาในการส่งแพ็กเก็ตมีความสำคัญสำหรับ GOOSE และ SV เท่านั้น มาตรฐาน IEC 61850 สำหรับโปรโตคอลเหล่านี้มีกลไกจำนวนหนึ่งที่เพิ่มลำดับความสำคัญเมื่อเทียบกับการรับส่งข้อมูลอื่น ๆ ทั้งหมดในเครือข่ายข้อมูล ซึ่งหมายความว่าการดาวน์โหลดบันทึกการเตือนจากอุปกรณ์ป้องกันการส่งต่อผ่านโปรโตคอล MMS หรือ FTP จะไม่รบกวนการส่งแพ็กเก็ตอย่างรวดเร็วด้วยข้อความ GOOSE ในเรื่องนี้ เมื่อออกแบบเครือข่ายข้อมูลของระบบอัตโนมัติของสถานีย่อยดิจิทัล การรับส่งข้อมูลอื่น ๆ ทั้งหมดไม่ต้องคำนึงถึง

ข้อความ GOOSE แม้ว่าแพ็กเก็ตจะมีขนาดค่อนข้างเล็ก แต่ก็สามารถสร้างโหลดที่ค่อนข้างใหญ่บนเครือข่ายในเวลาที่ข้อมูลมีการเปลี่ยนแปลงในข้อความ GOOSE ที่ส่ง (เมื่อข้อความเดิมถูกส่งซ้ำโดยมีการหน่วงเวลาขั้นต่ำ) ในทางปฏิบัติของรัสเซียในการสร้างสถานีย่อยโดยใช้โปรโตคอล GOOSE มีประสบการณ์ในการดำเนินการทดสอบที่เรียกว่า "พายุ" เมื่อมีการตรวจสอบเวลาการส่งข้อความแบบอนุกรมเมื่อมีการทริกเกอร์อุปกรณ์ป้องกันการถ่ายทอดจำนวนมากพร้อมกัน

เห็นได้ชัดว่าเป็นเรื่องยากที่จะใช้การทดสอบดังกล่าวเมื่อสร้างสถานีย่อยดิจิทัล อย่างไรก็ตามค่อนข้างเป็นไปได้ที่จะจำลองกระบวนการทั้งหมดในเครือข่ายข้อมูลของสถานีย่อยที่ออกแบบโดยใช้ซอฟต์แวร์พิเศษ

ขอแนะนำให้แบ่งงานนี้ออกเป็นขั้นตอนต่อไปนี้:

1. การพัฒนาแผนผังของการถ่ายโอนข้อมูลระหว่างโลจิคัลโหนดและอุปกรณ์ทางกายภาพเมื่อทำหน้าที่ต่างๆ
2. การจำลองฟังก์ชันเชิงตรรกะในโหมดการทำงานต่างๆ ของ PS พร้อมการลงทะเบียนสัญญาณที่ส่งพร้อมกัน
3. การสร้างแบบจำลองการโหลดข้อมูลในเครือข่ายเมื่อดำเนินการฟังก์ชันต่างๆ ตามผลลัพธ์ของขั้นตอนก่อนหน้า

การสร้างแบบจำลองโหลดข้อมูลที่สร้างขึ้นโดยโปรโตคอล IEC 61850-9-2 นั้นเป็นงานที่ง่ายกว่าเนื่องจากข้อมูลถูกส่งตามโปรโตคอลที่ระบุตามกฎหมายที่กำหนดขึ้น

อย่างไรก็ตาม เมื่อออกแบบที่นี่ ควรคำนึงถึงโหมดการทำงานต่างๆ ของเครือข่ายด้วย ตัวอย่างเช่น กรณีของความล้มเหลวของส่วนใดส่วนหนึ่ง

ในแง่ของโครงสร้างเครือข่ายข้อมูลของสถานีย่อยนั้นไม่ซับซ้อนที่สุดและการสร้างแบบจำลองสามารถทำได้ค่อนข้างแม่นยำ อย่างไรก็ตาม มาตรฐาน IEC 61850 มีชุดเครื่องมือขนาดใหญ่ที่ออกแบบมาเพื่อเพิ่มลำดับความสำคัญของข้อความแต่ละข้อความเหนือข้อความอื่นๆ ซึ่งช่วยลดเวลาในการจัดส่ง

การพัฒนาแนวปฏิบัติในพื้นที่นี้ไม่สามารถทำได้ในขณะนี้ สาเหตุหลักมาจากการขาดแนวทางปฏิบัติที่สมบูรณ์ในการใช้บัสกระบวนการตามโปรโตคอล IEC 61850-9-2 รวมถึงความแตกต่างอย่างมากในลักษณะของอุปกรณ์

ควรสังเกตถึงความสำคัญของการศึกษาอย่างจริงจังเกี่ยวกับโครงการสถานีย่อยดิจิทัลในส่วนนี้ เนื่องจากการวิเคราะห์เพียงผิวเผินเท่านั้นที่สามารถนำไปสู่ผลลัพธ์ที่ไม่น่าพึงพอใจในแง่ของประสิทธิภาพของระบบหรือการประเมินค่าอุปกรณ์สูงเกินไป ซึ่งจะทำให้สถานีย่อยดิจิทัล ไม่มีการแข่งขัน

ซอฟต์แวร์ทางมาตรวิทยา

การนำระบบถ่ายโอนอารักขาไปใช้งานตามโพรเซสบัสตามโปรโตคอล IEC 61850-9-2 นั้นเป็นงานที่ไม่สำคัญจากมุมมองของมาตรวิทยา ในกรณีนี้ มิเตอร์ที่มีอินเทอร์เฟซดิจิทัลจะกลายเป็นเพียงคอมพิวเตอร์ที่ทำหน้าที่คูณและบวกเท่านั้น อย่างไรก็ตาม ต้องใช้ข้อกำหนดด้านความแม่นยำกับตัวแปลงแอนะล็อกเป็นดิจิทัล โดยไม่คำนึงว่าตัวแปลงนี้เป็นตัวหลัก (ตัวแปลงกระแสไฟฟ้าแบบดิจิทัลหรือออปติคอล) หรือตัวรอง (หน่วยควบรวม)

งานในพื้นที่นี้ควรรวมถึงการสร้างวิธีการสำหรับการตรวจสอบมาตรวิทยาของทรานสดิวเซอร์การวัดด้วยอินเทอร์เฟซ IEC 61580-9-2 และการสร้างทรานสดิวเซอร์การวัดอ้างอิงด้วยอินเทอร์เฟซดิจิทัล ในขั้นต่อไป ควรมีการแก้ปัญหาเรื่องการป้องกันบัสกระบวนการจากการเข้าถึงโดยไม่ได้รับอนุญาต งานเหล่านี้มีความสำคัญที่สุดในแนวทางการสร้างระบบถ่ายโอนการดูแลที่ถูกต้องตามบัสกระบวนการ IEC 61850-9-2

การออกแบบและการว่าจ้าง

การแนะนำโปรโตคอลดิจิทัลเปลี่ยนขั้นตอนการตั้งค่าอย่างมาก หากก่อนหน้านี้งานหลักที่นี่คือการวางสายเคเบิลและการต่อเข้าด้วยกัน ตอนนี้ส่วนหนึ่งของงานนี้เสร็จสิ้นในขั้นตอนการออกแบบเมื่อกำหนดค่าระบบตาม IEC 61850 ตามขั้นตอนที่อธิบายไว้ข้างต้น ในเวลาเดียวกันหากตรวจพบข้อผิดพลาดใด ๆ ในขั้นตอนการว่าจ้างบุคลากรขององค์กรการว่าจ้างจะต้องมีความสามารถเพียงพอที่จะเปลี่ยนแปลงไฟล์การกำหนดค่า IEC 61850 ในความเป็นจริงงานของผู้ออกแบบและผู้ติดตั้ง รวมกัน

เอกสารการออกแบบสำหรับสถานีย่อยดิจิทัลจะประกอบด้วยสองส่วน: เอกสารการออกแบบในมุมมองแบบคลาสสิกและไฟล์การกำหนดค่าในรูปแบบไฟล์ SCL

เอกสารโครงการ (ฉบับกระดาษ) จะประกอบด้วย:

• โครงการก่อสร้าง
• ไดอะแกรมไฟฟ้าของอุปกรณ์ปฐมภูมิ
• วงจรไฟฟ้าของวงจรทุติยภูมิ
• นิตยสารเคเบิล
• การตั้งค่า RZA และส่วนอื่นๆ

การกำหนดค่าโปรโตคอลการสื่อสาร IEC 61850 ต้องมีเฉพาะไฟล์คำอธิบายสถานีย่อย - SCD

ในทางปฏิบัติ สำหรับโครงการสถานีย่อยขนาดเล็กที่มี 20 ช่อง ไฟล์ SCD เป็นเอกสารข้อความมากกว่า 1,500 แผ่น การอ่านและแก้ไขเอกสารนี้เป็นเรื่องยากมาก (รูปที่ 6) ดังนั้นจึงแทบจะเป็นไปไม่ได้เลยที่จะตรวจสอบและระบุแหล่งที่มาของข้อผิดพลาดที่อาจเกิดขึ้น ดังนั้นเมื่อพัฒนาโครงการสำหรับสถานีย่อยดิจิทัลในแง่ของการส่งข้อมูลตาม IEC 61580 ควรใช้ระบบ CAD พิเศษที่มีความสามารถในการบันทึกการสื่อสารทั้งหมดตาม IEC 61850 ในรูปแบบกราฟิกโดยระบุในการวาดตัวระบุของโหนดตรรกะ ชุดข้อมูล ข้อความ GOOSE ฯลฯ

ข้าว. 6. ตัวอย่างไฟล์ SCD

บทสรุป

ในปัจจุบันปัญหาชุดใหญ่ที่ขัดขวางการเปิดตัวสถานีย่อยดิจิทัลได้รับการแก้ไขแล้ว คำถามเหล่านี้รวมถึง:

1. การสร้างอุปกรณ์สำรองที่ซับซ้อนพร้อมรองรับโปรโตคอลทั้งหมดที่อธิบายโดยมาตรฐาน IEC 61850
2. รับรองความเข้ากันได้ของอุปกรณ์ตามโปรโตคอลของมาตรฐาน ยืนยันโดยการทดสอบที่ประสบความสำเร็จจำนวนมาก

ผลลัพธ์ดังกล่าวในปัจจุบันทำให้สามารถดำเนินโครงการนำร่องของสถานีย่อยดิจิทัล และได้รับประสบการณ์ในการออกแบบ การติดตั้ง การว่าจ้าง และการดำเนินงาน

สำหรับการดำเนินโครงการสถานีย่อยดิจิทัลแบบอนุกรม จะต้องสร้างกรอบการกำกับดูแลเพื่อให้แน่ใจว่าการตัดสินใจที่ถูกต้องภายในกรอบของโครงการ ตลอดจนแนวทางสำหรับการออกแบบและการว่าจ้างสิ่งอำนวยความสะดวกดังกล่าว

องค์ประกอบของงานลำดับความสำคัญในพื้นที่นี้ควรรวมถึงการพัฒนา:

• แนวทางสำหรับการรับรองความน่าเชื่อถือของการส่งข้อมูลภายในสถานีย่อยดิจิทัล
• วิธีการสร้างแบบจำลองเครือข่ายข้อมูลของสถานีย่อยดิจิทัลเพื่อประเมินโหลดข้อมูลตามโปรโตคอล IEC 61850
• กรอบการกำกับดูแล การสร้างมาตรฐานและวิธีการตรวจสอบในแง่ของคุณลักษณะทางมาตรวิทยาของตัวแปลงแอนะล็อกเป็นดิจิทัลด้วยอินเทอร์เฟซดิจิทัลตามโปรโตคอล IEC 61850
• ข้อกำหนดสำหรับองค์ประกอบและเนื้อหาของเอกสารการออกแบบสำหรับสถานีย่อยดิจิทัลในแง่ของการส่งข้อมูลโดยใช้โปรโตคอลมาตรฐาน IEC 61850

การดำเนินการตามขั้นตอนข้างต้นจะไม่เพียงสร้างกรอบการกำกับดูแลสำหรับโครงการที่นำมาใช้ภายในกรอบการตัดสินใจเท่านั้น แต่ยังเป็นรากฐานที่มั่นคงสำหรับการเพิ่มประสิทธิภาพทางเศรษฐกิจของโครงการสถานีย่อยดิจิทัล

วรรณกรรม

1. แผนงานมาตรฐาน IEC Smart Grid เอ็ด 1.0 - 2009-12.
2. การลงทะเบียนอุปกรณ์ที่เข้ากันได้ http://mek61850.rf/compatibility
3. Tazin V.O., Golovin A.V., Anoshin A.O. วิศวกรรมระบบอัตโนมัติสำหรับสถานีย่อยดิจิทัล // Relayshchik 2555. ครั้งที่ 1.

ดิจิทัล

สถานีย่อย

ดิจิทัล

สถานีย่อย

การควบคุมแบบโต้ตอบของระบบบริการสถานีย่อยผ่านแผงสัมผัสของตัวควบคุมอุตสาหกรรม

ขั้วไมโครโปรเซสเซอร์สำหรับการป้องกันและระบบอัตโนมัติ มิเตอร์ไฟฟ้าที่รองรับโปรโตคอล IEC 61850

หม้อแปลงกระแสธรรมดาและหม้อแปลงแรงดันร่วมกับอินเตอร์เฟสบัส

การวัด การควบคุม และการส่งสัญญาณถูกนำมาใช้ในระบบ SCADA ที่ควบคุมผ่านคอมพิวเตอร์อุตสาหกรรมด้วย HMI TOUCH PANEL

สถานีย่อยดิจิตอลคืออะไร?

นี่คือสถานีย่อยที่ติดตั้งอุปกรณ์ดิจิทัลที่ซับซ้อนซึ่งรับประกันการทำงานของการป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ การวัดไฟฟ้า ระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติ และการลงทะเบียนเหตุการณ์ฉุกเฉินตามโปรโตคอล IEC 61850

การใช้งาน IEC 61850 ทำให้สามารถเชื่อมต่ออุปกรณ์เทคโนโลยีทั้งหมดของสถานีย่อยด้วยเครือข่ายข้อมูลเดียว ซึ่งไม่เพียงแต่ข้อมูลจากอุปกรณ์ตรวจวัดไปยังเทอร์มินัล RPA เท่านั้น แต่ยังส่งสัญญาณควบคุมด้วย

โซลูชันพิเศษพร้อมใช้งานแล้ว

มาตรฐาน IEC 61850 เป็นที่รู้จักกันดีในสถานีไฟฟ้าย่อยที่มีระดับแรงดันไฟฟ้า 110kV ขึ้นไป เรานำเสนอโซลูชันเพื่อใช้มาตรฐานนี้ในคลาส 35kV, 10kV และ 6kV

เหตุใดสถานีย่อยดิจิทัลจึงจำเป็น

ลดเวลาในการออกแบบลง 25%

ประเภทของวงจรและโซลูชันการทำงาน ลดจำนวนวงจรการทำงาน แถวขั้วต่อในช่องรีเลย์ของเซลล์

ลดปริมาณงานติดตั้งและปรับแต่งลง 50%

ใช้โซลูชันสำเร็จรูปสูง โรงงานดำเนินการติดตั้งอุปกรณ์สวิตช์สำหรับวงจรหลักและวงจรเสริม มีการวางการสื่อสารระหว่างตู้ของระบบปฏิบัติการปัจจุบัน ติดตั้งระบบควบคุมกระบวนการอัตโนมัติ ASKUE ดำเนินการกำหนดพารามิเตอร์ กำหนดค่า และทดสอบระบบ RPA

ลดต้นทุนการบำรุงรักษาลง 15%

การเปลี่ยนจากการบำรุงรักษาตามกำหนดเวลาเป็นการบำรุงรักษาตามสภาพของอุปกรณ์เนื่องจากการวินิจฉัยสภาพของอุปกรณ์แบบออนไลน์ ซึ่งช่วยลดจำนวนการเดินทางของพนักงานในการบำรุงรักษาตามปกติ

การสลับการทำงาน 100% ดำเนินการจากระยะไกลด้วยวิดีโอการตรวจสอบการทำงาน

การรวมระบบทั้งหมดเข้าด้วยกันอย่างเรียบง่ายในพื้นที่ดิจิทัลเดียวช่วยให้คุณจัดการสถานีย่อยได้อย่างปลอดภัยและมีประสิทธิภาพ รวมทั้งรวมระบบควบคุมกระบวนการในระดับอื่นๆ เข้ากับระบบ

มันทำงานอย่างไร?

สถานีย่อยดิจิทัล IEC 61850

ลูกค้าจะได้รับสถานีย่อยหม้อแปลงไฟฟ้าแบบแพ็คเกจสำเร็จรูปจากโรงงาน 100% รวมถึงระบบสถานีย่อยหลักทั้งหมด: APCS, ASKUE และ SN

KRU "Classic" มีสถาปัตยกรรมสมัยใหม่และในแง่ของการออกแบบและพารามิเตอร์การดำเนินงานตรงตามข้อกำหนดที่ทันสมัยทั้งหมดในระดับสูงสุด ด้วยแผนภาพวงจรหลักที่มีตารางกว้างทำให้มีความยืดหยุ่นสูงในการออกแบบและการใช้งานสวิตช์เกียร์

เซลล์สวิตช์เกียร์ขนาด 10 kV ทั้งหมดที่ติดตั้งในสถานีย่อยนั้นติดตั้งไดรฟ์ไฟฟ้าของสวิตช์กราวด์และส่วนประกอบของเทปคาสเซ็ตต์แบบถอดได้พร้อมสวิตช์

โมดูล SKP เป็นภาชนะไฟฟ้าพิเศษที่มีฉนวน ติดตั้งระบบแสงสว่าง ระบบทำความร้อนและระบายอากาศ และอุปกรณ์ไฟฟ้าในตัว

โมดูลเหล่านี้มีความพร้อมสูงในโรงงานโดยใช้เวลาติดตั้งและทดสอบเดินเครื่องสั้น ซึ่งรวมถึงความต้านทานต่อการกัดกร่อนสูงและความสามารถในการทำงานในสภาพอากาศที่รุนแรง ทำให้โมดูลเหล่านี้ขาดไม่ได้ในการสร้างสถานีย่อยหม้อแปลงไฟฟ้าที่สมบูรณ์

■ อาคารโมดูลาร์ไม่ต้องการการบำรุงรักษาตลอดอายุการใช้งาน

■ ผู้ผลิตรับประกันการป้องกันการกัดกร่อนและการพ่นสีตลอดอายุการใช้งาน

■ อาคารโมดูลาร์มีความสามารถในการสูญเสียความร้อนไม่เกิน 4 กิโลวัตต์ในการทำงานปกติ (อุณหภูมิภายนอก-40°C, อุณหภูมิภายใน +18°C) และ 3 kW ในโหมดประหยัดพลังงาน (อุณหภูมิภายนอก -40°C, อุณหภูมิภายใน +5°C)

โมดูล SKP ทำจากโลหะที่มีการเคลือบอะลูมิเนียม-สังกะสี (Al-55%-Zn-45%) ซึ่งรับประกันการป้องกันการกัดกร่อนตลอดอายุการใช้งานของโมดูล

มันทำงานอย่างไร?

มันทำงานอย่างไร?

สถานีย่อยดิจิทัล IEC 61850

ตู้สวิตช์มีการติดตั้งขั้วต่อไมโครโปรเซสเซอร์สำหรับการป้องกันและระบบอัตโนมัติ รวมถึงตัวแปลงอนาล็อกเป็นดิจิตอล การแปลงสัญญาณอะนาล็อกเป็นสัญญาณดิจิตอลไม่เกินตู้สวิตช์หนึ่งตู้

สำหรับการทำงานของการป้องกัน UROV, ZMN, AVR, LZSH, การป้องกันส่วนโค้ง, DZT, OBR จำเป็นต้องมีการเชื่อมต่อระหว่างขั้วต่อ เมื่อใช้โปรโตคอล IEC 61850 สัญญาณทั้งหมดระหว่างขั้วต่อจะถูกส่งผ่านสายเคเบิลออปติกหนึ่งเส้นหรือสายเคเบิลอีเทอร์เน็ตหนึ่งเส้น ดังนั้นการแลกเปลี่ยนระหว่างตู้จะดำเนินการในช่องดิจิตอลเท่านั้นซึ่งช่วยลดความจำเป็นในการต่อตู้วงจรแบบดั้งเดิม

การใช้สายเคเบิลออปติกหรือสายเคเบิลอีเทอร์เน็ตแทนสายสัญญาณทั่วไปช่วยลดระยะเวลาและต้นทุนของการหยุดทำงานของสถานีย่อยระหว่างการสร้างอุปกรณ์สำรองขึ้นใหม่ และสร้างโอกาสในการกำหนดค่าใหม่ของระบบป้องกันและระบบอัตโนมัติได้ง่ายและรวดเร็ว

สัญญาณแยกส่วนใหญ่ที่ส่งระหว่างอุปกรณ์ RPA ส่งผลโดยตรงต่ออัตราการกำจัดโหมดฉุกเฉิน ดังนั้นสัญญาณจะถูกส่งโดยใช้การเจาะทะลุ IEC 61850-8.2 (GOOSE) ซึ่งโดดเด่นด้วยประสิทธิภาพสูง

เวลาในการส่งข้อมูลของแพ็กเก็ตข้อมูล GOOSE หนึ่งชุด

ข้อความไม่เกิน 0.001 วินาที

กลายเป็น

การส่งการวัดและสัญญาณแยกจากอุปกรณ์ RPA ไปยังระบบ APCS นั้นดำเนินการโดยใช้โปรโตคอล MMS (โดยใช้บริการรายงานแบบบัฟเฟอร์และไม่บัฟเฟอร์) ในระหว่างการทำงานของระบบ telesigning และ telemetry จะมีการส่งข้อมูลจำนวนมาก เพื่อลดภาระในเครือข่ายข้อมูลจะใช้โปรโตคอล MMS ซึ่งมีลักษณะที่กะทัดรัดของข้อมูลที่ส่ง

มันทำงานอย่างไร?

โปรโตคอลการสื่อสาร IEC 61850 ช่วยให้สามารถวินิจฉัยอุปกรณ์และระบบทั้งหมดที่ติดตั้งในสถานีย่อยได้ด้วยตนเองแบบเรียลไทม์ ในกรณีที่ตรวจพบการเบี่ยงเบนจากโหมดการทำงานปกติ ระบบจะเปิดใช้งานวงจรสำรองโดยอัตโนมัติ และข้อความที่เกี่ยวข้องจะถูกส่งไปยังเจ้าหน้าที่ปฏิบัติการ

ระบบจะวิเคราะห์ข้อมูลที่ได้รับและสร้างคำแนะนำสำหรับการบำรุงรักษาอุปกรณ์ ซึ่งช่วยให้คุณเปลี่ยนหลักการทำงานจากการบำรุงรักษาเชิงป้องกันตามกำหนดเวลาปกติเป็นการทำงานเมื่อเกิดความผิดปกติขึ้น หลักการทำงานนี้ทำให้สามารถลดต้นทุนบุคลากรในการบำรุงรักษาอุปกรณ์ได้

ด้วยโปรโตคอล IEC 61850 พร้อมอินเทอร์เฟซมาตรฐาน เมื่อออกแบบสถานีย่อย จึงสามารถใช้อุปกรณ์จากผู้ผลิตรายใดก็ได้ที่รองรับโปรโตคอลนี้ DSP มีความสามารถในการรวมเข้ากับระบบควบคุมกระบวนการระดับบนได้อย่างง่ายดาย

มันทำงานอย่างไร?

สถานีย่อยดิจิทัล IEC 61850

ในสถานีย่อยดิจิทัล ETZ Vector มีการใช้การควบคุมระยะไกลเต็มรูปแบบของอุปกรณ์สวิตชิ่งทั้งหมดของการเชื่อมต่อ: เบรกเกอร์, องค์ประกอบที่ถอดได้, สวิตช์สายดิน ดังนั้นการควบคุมที่สมบูรณ์ของสถานีย่อยจะดำเนินการจากระยะไกลซึ่งจะเพิ่มความปลอดภัยของบุคลากรอย่างมาก

การรวบรวมข้อมูลจากสถานีย่อยทั้งหมดและการควบคุมอุปกรณ์สวิตชิ่งตามเวลาจริงดำเนินการโดยใช้ระบบ Scada ซึ่งรวมอยู่ในแพ็คเกจพื้นฐานของสถานีย่อยดิจิตอล ETZ Vector ทั้งหมด

มีการวางแผนที่จะมีสถานที่ทำงานอัตโนมัติสำหรับบุคลากรระดับปฏิบัติการที่สถานีย่อยและ/หรือที่ห้องควบคุม ระบบ Scada ช่วยให้คุณเห็นภาพสัญญาณและเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นในสถานีย่อย และให้ข้อมูลโดยละเอียดเกี่ยวกับการเตือนภัยหรือเหตุการณ์ในการแสดงผลแบบกราฟิก

นอกจากนี้ หนึ่งในฟังก์ชั่นของระบบ Scada คือการถ่ายทอดภาพวิดีโอจากกล้องที่ติดตั้งในช่องของเซลล์ ซึ่งช่วยให้คุณตรวจสอบสถานะของอุปกรณ์สวิตชิ่งได้

Scada - ระบบนี้รวมเข้ากับระบบซอฟต์แวร์ระดับบนสุดได้อย่างง่ายดาย ดังนั้นจึงไม่ใช่เรื่องยากที่จะรวมสถานีย่อยไว้ในพื้นที่ดิจิตอลแห่งเดียวของย่านพลังงาน

แม้จะมีข้อเท็จจริงที่ว่าแนวโน้มของการเปลี่ยนผ่านสู่เทคโนโลยีดิจิทัลในระบบการรวบรวมและประมวลผลข้อมูล การควบคุม และระบบอัตโนมัติของสถานีไฟฟ้าย่อยนั้นได้รับการระบุไว้เมื่อกว่า 15 ปีที่แล้ว แต่สถานีย่อยดิจิทัลแห่งแรกของโลกเปิดตัวในปี 2549 เท่านั้น ปัจจุบัน ผู้ผลิตชั้นนำของอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าทั่วโลกกำลังดำเนินการในทิศทางนี้อย่างแข็งขัน รัสเซียก็ไม่มีข้อยกเว้น

การพัฒนาอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมาเกิดจากปัจจัยของการรวมโครงข่ายไฟฟ้าและโครงสร้างพื้นฐานด้านข้อมูลเข้าด้วยกัน สถานีย่อยดิจิทัลเป็นองค์ประกอบของกริดไฟฟ้าแบบแอคทีฟที่ปรับเปลี่ยนได้ (อัจฉริยะ) ที่มีระบบตรวจสอบ ป้องกันและควบคุมตามการส่งข้อมูลในรูปแบบดิจิทัล

แม้ว่าหัวข้อนี้จะค่อนข้างใหม่ แต่ปัจจุบันมี DSP มากกว่า 100 รายการบนโลกนี้ในจีน สหรัฐอเมริกา แคนาดา และประเทศอื่นๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งด้วยความช่วยเหลือจากกระทรวงพลังงานของรัสเซียซึ่งเป็นตัวแทนของสำนักงานพลังงานรัสเซียในงานแสดงสินค้านานาชาติ CIGRE-2014 ที่จัดขึ้นที่ปารีส มีการสาธิตการแก้ปัญหาทางเทคนิคร่วมกันของ บริษัท ในประเทศซึ่งออกแบบมาเพื่อทำให้สถานีย่อยเป็นอัตโนมัติโดยใช้ Digital Substation เทคโนโลยี.

ข้อกำหนดเบื้องต้น
โดยไม่คำนึงถึงจุดประสงค์ เครือข่ายทั้งหมดบนโลกนี้มีพลังมากขึ้นและซับซ้อนมากขึ้น รวมถึงการไหลของข้อมูลในปริมาณที่เพิ่มขึ้นอย่างทวีคูณซึ่งรับประกันการจัดการสิ่งอำนวยความสะดวกระบบส่งไฟฟ้า การตรวจสอบสภาพทางเทคนิค การควบคุมคุณภาพของไฟฟ้า รวมถึงการบัญชีเชิงพาณิชย์ ซึ่งส่งผลให้มีการใช้อุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์อัจฉริยะราคาแพงเพิ่มมากขึ้น ซึ่งในโรงงานมีมากขึ้นทุกวัน และราคาของอุปกรณ์ก็สูงขึ้นเรื่อยๆ บ่อยครั้งที่อุปกรณ์ดังกล่าวใช้มาตรฐานการรับส่งข้อมูลที่แตกต่างกันซึ่งทำให้ยากต่อการทำงานร่วมกันและยิ่งไปกว่านั้นเริ่มชะลอการพัฒนาของอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าและด้วยเหตุนี้อุตสาหกรรมโดยรวม สิ่งนี้ไม่เพียงใช้กับรัสเซียเท่านั้น แต่ยังรวมถึงประเทศอุตสาหกรรมด้วย โดยทั่วไปแล้ว เช่นเดียวกับในด้าน ICT ช่วงเวลาที่อุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้าจำเป็นต้องแก้ไขหลักการของการสร้างโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ไม่ใช่การปรับปรุงอุปกรณ์ในกระบวนทัศน์เก่า

ข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับการเกิดขึ้นของโซลูชันในประเทศคือการพัฒนาเทคโนโลยี "Digital Substation" อย่างแข็งขัน - การเกิดขึ้นของมาตรฐานที่อธิบายรูปแบบข้อมูลของสถานีย่อยและโปรโตคอลสำหรับการแลกเปลี่ยนระหว่างองค์ประกอบรวมถึงอุปกรณ์ที่รองรับสิ่งเหล่านี้ โปรโตคอล สาระสำคัญของแนวทางใหม่คือการเปลี่ยนสถาปัตยกรรมของระบบป้องกันและควบคุมอาคารสำหรับสถานีย่อยตามการประมวลผลข้อมูลดิจิทัล

การใช้โปรโตคอล IEC61850 ซึ่งอธิบายไว้ในเทคโนโลยี Digital Substation ทำให้สามารถรับสตรีมข้อมูลดิจิทัลเดียวที่แสดงลักษณะสถานะของวัตถุควบคุมได้ สิ่งนี้ช่วยให้เราสามารถแยกจากกระบวนทัศน์ที่มีอยู่ของการสร้างระบบป้องกันและควบคุมสถานีย่อย ซึ่งแต่ละฟังก์ชันการทำงานอัตโนมัติดำเนินการโดยอุปกรณ์แยกต่างหาก และย้ายไปยังแพลตฟอร์มซอฟต์แวร์ที่โฮสต์บนอุปกรณ์ฮาร์ดแวร์สากลและมีการแจกจ่ายฟังก์ชันฟรี สิ่งนี้ทำให้สามารถรับโซลูชันที่มีทั้งสถาปัตยกรรมแบบกระจายศูนย์และแบบรวมศูนย์ นอกจากนี้ การใช้แพลตฟอร์มซอฟต์แวร์เดียวที่รับประกันการใช้งานและการโต้ตอบของฟังก์ชันตามมาตรฐานสากลจะปรับเปลี่ยนตลาดสำหรับอุปกรณ์ฮาร์ดแวร์สำหรับการสร้างระบบป้องกันและควบคุมสถานีย่อย และย้ายไปยังตลาดของอัลกอริทึมการทำงาน ดังนั้นจึงเป็นไปได้ที่จะหลีกหนีจากแบบแผนเดิมๆ ของการสร้างโครงสร้างพื้นฐานด้านการจัดการโรงไฟฟ้า และสร้างโซลูชันที่ล้ำสมัยอย่างแท้จริง ซึ่งเป็นสภาพแวดล้อมซอฟต์แวร์ที่คล้ายกับ Apple หรือ Android OS สำหรับการสร้างระบบอัตโนมัติสำหรับสถานีย่อยไฟฟ้า

องค์ประกอบหลักที่ทำให้สามารถออกแบบโซลูชันดังกล่าวได้ขึ้นอยู่กับการพัฒนาของทั้งสองบริษัท ได้แก่ หม้อแปลงอุปกรณ์ออปติคอลดิจิทัลจาก Profotech และระบบป้องกันและควบคุมดิจิทัลจาก LISIS นี่คือพันธมิตรที่ไม่เหมือนใครของ บริษัท รัสเซียที่นำเสนอโซลูชั่นที่มีประสิทธิภาพซึ่งไม่มีการเปรียบเทียบใด ๆ ในโลกปัจจุบัน

มันทำงานอย่างไร
ในความเป็นจริง โซลูชันที่พัฒนาขึ้นประกอบด้วยอุปกรณ์ที่ทำการวัดพื้นฐานเบื้องต้นของพารามิเตอร์ของเครือข่ายไฟฟ้า และสร้างกระแสข้อมูลดิจิทัลที่ส่งผ่านสายเคเบิลออปติกไปยังระบบป้องกันและควบคุมที่ทำงานบนเซิร์ฟเวอร์อุตสาหกรรมมาตรฐาน หม้อแปลงวัดแสงดิจิตอลใช้เป็นแหล่งข้อมูลสำหรับระบบ

สำหรับเครื่องแปลงสัญญาณออปติคัลแบบดิจิตอลนั้นเป็นทางเลือกแทนแบบดั้งเดิม จุดประสงค์ของพวกเขาคือการวัดค่าความแม่นยำสูงของกระแสแรงดันไฟฟ้าและลักษณะเฟสทันทีรวมถึงเอาต์พุตของค่าที่วัดได้ผ่านอินเทอร์เฟซดิจิตอลสำหรับใช้งานโดยอุปกรณ์รอง - เครื่องวัดบัญชีเชิงพาณิชย์, อุปกรณ์ telemetry, คุณภาพไฟฟ้า การควบคุม การป้องกันรีเลย์ และระบบอัตโนมัติ หม้อแปลงอุปกรณ์ออปติคัลแบบดิจิทัลที่พัฒนาขึ้นเป็นนวัตกรรมใหม่และให้การวัดแบบดิจิทัลเต็มรูปแบบโดยมีระดับข้อผิดพลาดต่ำที่สุดที่ทำได้ในปัจจุบัน เมื่อรวมเข้ากับโครงสร้างของสถานีไฟฟ้าย่อยแล้ว หม้อแปลงไฟฟ้าดังกล่าวจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพสถาปัตยกรรมของระบบสำหรับการวัด การป้องกัน การควบคุม และการตรวจสอบคุณภาพของไฟฟ้า ที่จริงแล้ว หม้อแปลงวัดแสงแบบดิจิทัลเป็นพื้นฐานในการสร้างสถานีย่อยแบบดิจิทัล

ในทางกลับกัน iSAS เป็นซอฟต์แวร์และฮาร์ดแวร์คอมเพล็กซ์สำหรับระบบอัตโนมัติของสถานีย่อยไฟฟ้าที่ใช้แพลตฟอร์มเทคโนโลยีแบบครบวงจรที่มีการรวมฟังก์ชันการป้องกัน การควบคุม การวัด และการควบคุมทั้งหมดภายในสถานีย่อยโดยใช้โมดูลซอฟต์แวร์ที่สามารถเคลื่อนย้ายได้ง่ายไปยังแพลตฟอร์มฮาร์ดแวร์ใดๆ ที่กำลังทำงานอยู่ ลีนุกซ์. โดยทั่วไปแล้ว iSAS ให้วงจรชีวิตที่สมบูรณ์สำหรับการสร้างศูนย์ระบบควบคุมสถานีย่อย รวมถึงการออกแบบ การทดสอบ การเดินเครื่อง การบำรุงรักษา และการดำเนินงาน

วันนี้ iSAS PTK ใช้ฟังก์ชันการทำงานอัตโนมัติของสถานีย่อยขนาด 35-220kV อย่างเต็มรูปแบบบนแพลตฟอร์มเดียวตามแนวคิด "Digital Substation" พร้อมรองรับมาตรฐาน IEC 61850 ("process bus") อย่างเต็มรูปแบบ รวมถึง:

การวัด;
ควบคุม;
การป้องกันรีเลย์และระบบอัตโนมัติ
การลงทะเบียนเหตุการณ์และกระบวนการฉุกเฉิน
การควบคุมอัตโนมัติ
การบัญชีทางเทคนิคและเชิงพาณิชย์ของแหล่งพลังงาน
การควบคุมคุณภาพไฟฟ้า

PTK นี้ยังอนุญาตให้ใช้ฟังก์ชันการป้องกันและควบคุมของสถานีย่อยด้วยสถาปัตยกรรมและโครงสร้างการทำงานที่ประกอบขึ้นเองได้ตามอำเภอใจ ตั้งแต่ชุดของคอมเพล็กซ์ระดับการเชื่อมต่อไปจนถึงคอมเพล็กซ์สถานีย่อยที่รวมเข้าด้วยกัน

มันให้อะไร
โซลูชันที่นำเสนอนี้ถือเป็นสิ่งใหม่สำหรับอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า ช่วยให้คุณสร้างโซลูชันแบบบูรณาการที่เชื่อถือได้ทางดิจิทัลอย่างสมบูรณ์สำหรับระบบอัตโนมัติ การควบคุม การถ่ายโอนการดูแล และการป้องกันรีเลย์ของสถานีย่อย แน่นอนว่าทั้งหมดนี้ช่วยให้คุณได้รับประโยชน์มากมาย ข้อได้เปรียบหลักคือผลกระทบทางเศรษฐกิจในทุกขั้นตอนของวงจรชีวิตของสถานีไฟฟ้าย่อย ตั้งแต่การออกแบบไปจนถึงการใช้งาน

การลดต้นทุนในขั้นตอนการก่อสร้างเกิดขึ้นเนื่องจากการลดลงของจำนวนอุปกรณ์ที่ใช้และการปฏิเสธตัวนำทองแดงจำนวนมาก (บางครั้งวัดเป็นตัน) ตลอดจนการลดความซับซ้อนในการออกแบบ ติดตั้ง และทดสอบเดินเครื่องอุปกรณ์

ในระหว่างการดำเนินการ การใช้อุปกรณ์อัจฉริยะดิจิทัลและหม้อแปลงอุปกรณ์ดิจิทัลที่ไม่ต้องบำรุงรักษาในส่วนไฟฟ้าแรงสูงสามารถลดจำนวนเจ้าหน้าที่บำรุงรักษาที่สถานีย่อยและค่าใช้จ่ายในการบริการตนเองได้อย่างมาก

การประหยัดเพิ่มเติมทำได้โดยการลดต้นทุนการตรวจสอบโดยการเพิ่มช่วงเวลาการสอบเทียบและทำให้การตรวจสอบหม้อแปลงง่ายขึ้น รวมทั้งลดการสูญเสียพลังงาน เพิ่มความแม่นยำในการวัด และหลีกเลี่ยงความจำเป็นในการทำให้โหลดของวงจรทุติยภูมิเป็นปกติ

การใช้อุปกรณ์ที่มีฟังก์ชันซ้ำซ้อนและความสามารถในการสับเปลี่ยนในระดับสูงช่วยลดเวลาในการเปลี่ยนอุปกรณ์ในกรณีที่มีงานซ่อมแซมหรือการบำรุงรักษาตามปกติ ซึ่งช่วยให้สามารถใช้งานสิ่งอำนวยความสะดวกได้โดยไม่หยุดชะงัก

สิ่งที่สำคัญไม่แพ้กันคือความง่ายในการติดตั้ง เนื่องจากตู้หลายร้อยตู้ที่มีอุปกรณ์สำรองถูกแทนที่ด้วยเซิร์ฟเวอร์เพียงเครื่องเดียว ในขณะเดียวกัน ส่วนของการวัดเป็นแบบดิจิตอลทั้งหมดและมีลักษณะเฉพาะของน้ำหนักและขนาดที่เล็กลงอย่างมากเมื่อเทียบกับหม้อแปลงการวัดแบบดั้งเดิม ซึ่งช่วยให้สามารถอัพเกรดสิ่งอำนวยความสะดวกได้โดยไม่ต้องหยุดระบบระยะยาวของอุปกรณ์จ่ายไฟ

โซลูชันที่นำเสนอมีระดับความปลอดภัยที่เพิ่มขึ้น ประการแรก ชิ้นส่วนไฟฟ้าแรงสูงไม่ต้องบำรุงรักษา กันไฟได้สูงและป้องกันการระเบิด เมื่อเทียบกับหม้อแปลงแบบดั้งเดิม ไม่มีส่วนประกอบที่อาจไหม้หรือก่อให้เกิดอันตรายจากการระเบิด ประการที่สอง ใช้เฉพาะสายไฟเบอร์ออปติกเพื่อเชื่อมต่อส่วนไฟฟ้าแรงสูงปฐมภูมิกับอุปกรณ์ทุติยภูมิซึ่งไม่มีวัสดุนำไฟฟ้าและให้การแยกไฟฟ้าและการแยกไฟฟ้าอย่างสมบูรณ์ของบุคลากรและอุปกรณ์ทุติยภูมิที่มีราคาแพงจากการสัมผัสกับไฟฟ้าแรงสูง

เนื่องจากการใช้อุปกรณ์การวัดหลักแบบดิจิทัลเต็มรูปแบบและวิธีการประมวลผลและควบคุมแบบดิจิทัล วิธีการวินิจฉัยตัวเองสำหรับทั้งระบบจึงถูกยกระดับขึ้นสู่ระดับใหม่อย่างสมบูรณ์ และการใช้สายเคเบิลออปติกสำหรับการส่งข้อมูลจะขจัดความผิดเพี้ยนและการรบกวนในการส่งและ ประมวลผลข้อมูล ในขณะเดียวกันวิธีการส่งและประมวลผลข้อมูลแบบดิจิทัลทำให้สามารถจัดหาระบบสำรองทั้งหมดที่เชื่อถือได้และมีหลายระดับ และแม้กระทั่งการติดตั้งเซิร์ฟเวอร์อีกสองเครื่องเพื่อจัดระเบียบการสำรองซ้ำซ้อนในกรณีที่เกิดอุบัติเหตุหรือเหตุฉุกเฉิน ก็ไม่ส่งผลให้ต้นทุนของ DSP เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญแต่อย่างใด

บทความนี้กล่าวถึงประโยชน์ของการใช้ระบบควบคุมแบบดิจิทัลโดยใช้ IEC 61850-8-1 การป้องกันและการควบคุมสามารถขยายได้โดยใช้ IEC 61850 ที่สถานี/สถานีย่อยทั้งสองที่มีการเชื่อมต่อผ่านบัสสื่อสาร การใช้บัสแลกเปลี่ยนทำให้สามารถแทนที่การเชื่อมต่อแบบดั้งเดิมกับอุปกรณ์หลักด้วยอีเทอร์เน็ต รวมทั้งแปลงกระแสไฟฟ้าหลักและแรงดันไฟฟ้าสำหรับรีเลย์ป้องกันและอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์อื่นๆ (IED) ที่ได้รับผ่านใยแก้วนำแสง การใช้งานแบบดิจิตอลช่วยลดขนาดทางกายภาพของสถานีย่อยและแม้แต่ย้ายการกำหนดค่าและงานทดสอบของการทดสอบการยอมรับไปยังยูทิลิตี้ และขจัดปัญหาความเข้ากันได้ (การซิงโครไนซ์) ของอุปกรณ์หลักและรอง

สถานีย่อยดิจิตอล
หากคุณถามคำถาม: "สถานีย่อยดิจิทัลคืออะไร" คำถามนี้สามารถตอบได้หลายวิธี เนื่องจากไม่มีคำจำกัดความมาตรฐาน เห็นได้ชัดว่าสถานีย่อยส่วนใหญ่ในปัจจุบันสลับและส่งสัญญาณไฟฟ้ากระแสสลับแบบไฟฟ้าแรงสูง/UHV และการไหลหลักนี้ไม่ใช่แบบดิจิทัล หมายความว่าเรากำลังพูดถึงระบบรอง ฟังก์ชันทั้งหมดของการป้องกัน การควบคุม การวัด การตรวจสอบสภาพ การบันทึก และการควบคุมระบบที่เกี่ยวข้องกับ "กระบวนการ" หลักเท่านั้น
โดยทั่วไปแล้ว สถานีย่อยดิจิทัลที่สมบูรณ์คือสถานีย่อยที่ข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับกระบวนการหลักมากที่สุดเท่าที่จะเป็นไปได้จะถูกแปลงเป็นดิจิทัลทันที ณ จุดวัด หลังจากนั้น การแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างอุปกรณ์สามารถเกิดขึ้นได้โดยใช้อีเทอร์เน็ต ซึ่งแตกต่างจากสายทองแดงหลายกิโลเมตรที่มีอยู่ในสถานีย่อยทั่วไป
สถานีย่อยดิจิทัลหมายถึงโซลูชันและสถาปัตยกรรมที่ฟังก์ชันการทำงานของสถานีย่อยได้รับการสนับสนุนจากซอฟต์แวร์เป็นหลัก โดยพึ่งพาการใช้งานฮาร์ดแวร์น้อยลง เช่น การเชื่อมต่อสายที่จัดตั้งขึ้น

ข้อดีของสถานีย่อยดิจิตอล

• ปรับปรุงความน่าเชื่อถือและความพร้อมใช้งาน: ความสามารถในการวินิจฉัยตนเองเชิงลึกของอุปกรณ์ดิจิทัลช่วยให้สถานีย่อยทำงานได้สูงสุด การเสื่อมประสิทธิภาพใด ๆ จะถูกบันทึกตามเวลาจริง ความซ้ำซ้อนของข้อมูลที่มีอยู่ในระบบสามารถใช้สำหรับการแก้ไขปัญหา ซึ่งช่วยให้สามารถแก้ไขปัญหาได้โดยไม่ต้องปิดระบบใดๆ ในเครือข่ายหลัก
• การเพิ่มประสิทธิภาพการทำงาน: การวิเคราะห์ที่เกิดจากวงจรดิจิทัลของสถานีย่อยช่วยให้สามารถตรวจสอบปริมาณข้อมูลที่มาจากอุปกรณ์ของสถานีได้อย่างรอบคอบ โดยสัมพันธ์กับระดับการออกแบบ
• ลดค่าบำรุงรักษา: สถานีย่อยดิจิตอลตรวจสอบรายละเอียดกระบวนการทั้งหมดที่เกิดขึ้นในอุปกรณ์ ระบบวิเคราะห์ข้อมูลอัจฉริยะให้คำแนะนำการบำรุงรักษาและซ่อมแซม ซึ่งช่วยให้คุณเปลี่ยนไปใช้การบำรุงรักษาเชิงคาดการณ์หรือเชิงความน่าเชื่อถือ หลีกเลี่ยงการหยุดทำงานที่ไม่ได้วางแผนไว้และค่าซ่อมที่สูงเป็นพิเศษ
• ปรับปรุงตัวเลือกการสื่อสาร: การแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างอุปกรณ์อัจฉริยะ ทั้งภายในและระหว่างสถานีย่อยระหว่างภูมิภาค ได้รับการปรับปรุงผ่านอีเทอร์เน็ต หน่วยควบคุมท้องถิ่นและทั่วโลกคุณภาพสูงช่วยให้การแลกเปลี่ยนข้อมูลภายในสถานีย่อยรวมถึงระหว่างสถานีย่อย การเชื่อมต่อโดยตรงระหว่างสถานีย่อย โดยไม่ต้องขนส่งผ่านศูนย์ควบคุม ช่วยลดเวลาตอบสนอง

สถาปัตยกรรมของสถานีย่อยดิจิทัล
ก. ระดับกระบวนการ
การทำงานของสถานีย่อยดิจิทัลขึ้นอยู่กับสถาปัตยกรรมที่อนุญาตให้ทำการวัดการดำเนินงานตามเวลาจริงจากข้อมูลจากระบบหลัก ข้อมูลนี้ได้มาจากการใช้เซ็นเซอร์ที่มีอยู่ในระบบหลัก การแลกเปลี่ยนระหว่างอุปกรณ์เกิดขึ้นตามผลลัพธ์ของการวัดตาม "บัสกระบวนการ" สิ่งสำคัญที่สุดคือ อุปกรณ์และระบบอัจฉริยะสามารถประมวลผลข้อมูลการทำงานนี้ภายในสถานีย่อยได้ทันที
เมื่อลงทะเบียนเป็นไคลเอนต์การไหลของข้อมูลบนบัสกระบวนการอีเธอร์เน็ต ข้อมูลจาก "ตาและหู" ของระบบไฟฟ้าจะถูกสื่อสารอย่างมีประสิทธิภาพไปยังระดับเทอร์มินัลส่วนกลางมากกว่าในวงจรแบบมีสายทั่วไป

การแลกเปลี่ยนข้อมูลเกิดขึ้นจากผลลัพธ์ของการวัด (ความดันหรืออุณหภูมิในสวิตช์เกียร์ GIS, การวัดกระแสและแรงดันที่ได้จากหม้อแปลงออปติกหรือ Rogowski, เครื่องมือดิจิทัล หรือข้อมูลเกี่ยวกับสถานะของสวิตช์) โดยใช้ "บัสกระบวนการ"
สิ่งที่สำคัญที่สุดคืออุปกรณ์อัจฉริยะร่วมกับอุปกรณ์สถานีย่อย (รีเลย์ป้องกัน, เครื่องบันทึก, หน่วยวัดเวกเตอร์ (เฟส), ตัวควบคุมเทอร์มินัล, ตัวควบคุมมัลติฟังก์ชั่นหรืออุปกรณ์ควบคุม) สามารถประมวลผลข้อมูลการดำเนินงานได้ทันที เมื่อลงทะเบียนเป็นไคลเอนต์ของกระแสข้อมูลนี้บนบัสกระบวนการอีเธอร์เน็ต ข้อมูลจาก "ตาและหู" ของระบบไฟฟ้าจะถูกกระจายและส่งไปยังระดับเทอร์มินัลอย่างมีประสิทธิภาพมากกว่าในวงจรแบบมีสายทั่วไป
บัสกระบวนการยังให้ลิงค์ซึ่งข้อมูลจากอุปกรณ์ถนนหลักกลับไปยัง OPU (ไปยังอุปกรณ์ควบคุมสถานี) ซึ่งจะให้ข้อมูลป้อนกลับไปยังสถานีย่อย
ในสถาปัตยกรรมดิจิทัลเต็มรูปแบบ คำสั่งควบคุม (คำสั่งผู้ปฏิบัติงาน การป้องกันการเดินทาง) จะถูกส่งไปยังอุปกรณ์หลักผ่านทางบัสกระบวนการในทิศทางตรงกันข้าม
บัสกระบวนการจึงรองรับบริการฉุกเฉิน

ข. การป้องกันและควบคุม.

อุปกรณ์ระหว่างโพรเซสบัสและสเตชั่นบัสถูกกำหนดให้เป็น "อุปกรณ์รอง" ในอดีต ในสถานีย่อยดิจิทัล อุปกรณ์เหล่านี้คือ IED ที่สื่อสารกับโฟลว์ผ่านบัสกระบวนการ และอุปกรณ์เพียร์ในชั้นวางเทอร์มินัล กับเทอร์มินัลอื่นๆ และกับระบบควบคุมดิจิทัลผ่านสเตชั่นบัส (รูปที่ 1)

ค. วัตถุควบคุมพืช
บัสดิจิทัลของสถานีย่อย สถานีมีขนาดใหญ่กว่าบัส SCADA แบบดั้งเดิมมาก เนื่องจากช่วยให้ไคลเอนต์หลายเครื่องแลกเปลี่ยนข้อมูล รองรับการโต้ตอบแบบเพียร์ทูเพียร์ของอุปกรณ์ และยังแลกเปลี่ยนระหว่างสถานีย่อยได้ด้วย GOOSE มักใช้สำหรับการแลกเปลี่ยนข้อมูลสถานะไบนารี/คำสั่งความเร็วสูง
IED ทำหน้าที่ตามเวลาที่สำคัญ เช่น การตัดวงจรป้องกัน สวิตช์หน้าที่ของสถานีย่อย หรืองานอื่นๆ โดยการสื่อสารโดยตรงกับบัสกระบวนการ
อย่างไรก็ตาม สิ่งอำนวยความสะดวกของสถานีย่อยบางแห่งอาจต้องการการแลกเปลี่ยนข้อมูลทั้งหมดหรือบางส่วนที่ประมวลผลล่วงหน้านี้ ตัวอย่างเช่น แผนการป้องกันและการควบคุมสามารถกระจายไปตามเทอร์มินัลต่างๆ และโดยทั่วไป ในกรณีของการปิดอัตโนมัติ (AR) ความล้มเหลวของเบรกเกอร์ การบล็อก และการเปลี่ยนแปลงโครงร่างไดนามิก ("การส่งคำสั่งอย่างรวดเร็ว") มักจะเกิดขึ้นที่ที่อยู่เฉพาะ ซึ่งมักจะทำบนโปรโตคอลที่ใช้ IEC 61850 GOOSE
นอกเหนือจากความจำเป็นในการกระจายข่าวกรองระหว่างเทอร์มินัลที่ระดับสถานีแล้ว ยังมีความจำเป็นในการสื่อสารข้อมูลไปยังผู้ปฏิบัติงานทั้งในพื้นที่และที่อยู่ห่างไกล ซึ่งตรวจสอบสถานะการทำงานของสถานีย่อยด้วยสายตา สิ่งนี้ต้องการให้สถานีย่อยมี HMI (Human Machine Interface) และพร็อกซีเซิร์ฟเวอร์ที่เชื่อมต่อกับเซิร์ฟเวอร์ HMI ระยะไกลสำหรับการตรวจสอบและควบคุมแบบเรียลไทม์ เวิร์กสเตชันตั้งแต่หนึ่งสถานีขึ้นไป คำแนะนำโดยคำแนะนำ (คำแนะนำ) ผู้มอบหมายงานประจำภูมิภาคสามารถใช้เป็นสถานีวิศวกรรมสำหรับการกำหนดค่าเทอร์มินัล หรือสำหรับความเข้มข้นในพื้นที่และการเก็บถาวรข้อมูลระบบไฟฟ้า สำหรับการตรวจสอบสถานะออนไลน์สามารถใช้สถานีเตือนภัยพิเศษ (สัญญาณเตือนภัย) โดยคำนึงถึงประวัติในฐานข้อมูลของอุปกรณ์หลักแต่ละเครื่อง
หม้อแปลงดิจิตอล
การวิจัยอย่างเข้มข้นเป็นเวลาหลายปีได้คิดค้น ผลิต และทดสอบหม้อแปลงอุปกรณ์ที่แปลกใหม่ซึ่งมีความแม่นยำ เป็นดิจิทัล ปลอดภัย คุ้มค่า และที่สำคัญที่สุดคือไร้แกน

รากฐานของข้อบกพร่องหลายอย่างของหม้อแปลงเครื่องดนตรีแบบดั้งเดิมคือแกนเหล็ก
แกนกลางเป็นสาเหตุของข้อผิดพลาดเนื่องจากจำเป็นต้องทำให้เป็นแม่เหล็กโดยไม่ต้องโอเวอร์โหลดในเวลาเดียวกัน เมื่อใช้เครื่องแปลงกระแสแบบธรรมดา ความท้าทายอย่างยิ่งในการบรรลุช่วงไดนามิกที่ต้องการและความแม่นยำในการวัดที่ระดับกระแสต่ำในเวลาเดียวกัน แทนที่จะใช้แกนเหล็ก หม้อแปลงออปติคัล หม้อแปลง Rogowski หรืออุปกรณ์ดิจิทัลแบบคาปาซิทีฟแบบฉนวนอากาศหรือฉนวนก๊าซที่มีขนาดเหมาะสมสามารถใช้ในการแปลงค่าการวัดหลัก ซึ่งจะช่วยให้ปรับขนาดของสวิตช์เกียร์ได้อย่างเหมาะสม
ต่อไปนี้เป็นตัวอย่างของหม้อแปลงกระแส:
เซ็นเซอร์วัดกระแสแสงใช้เอฟเฟ็กต์ฟาราเดย์ ห่วงใยแก้วนำแสงที่มีลำแสงโพลาไรซ์พันรอบตัวนำที่มีกระแสไฟฟ้า แสงนี้จะเกิดการเบี่ยงเบนเชิงมุมเนื่องจากสนามแม่เหล็กที่สร้างขึ้นโดยกระแสปฐมภูมิ ความสามารถของเซ็นเซอร์ช่วยให้สามารถระบุกระแสไฟฟ้าปฐมภูมิได้อย่างแม่นยำโดยอิงตามการวัดแสงตามเวลาจริง
เซ็นเซอร์ Rogowski ทำให้ไม่ต้องใช้แกน CT แบบดั้งเดิม ขดลวด Toroidal ถูกวางไว้รอบ ๆ สายปฐมภูมิเช่นเดียวกับขดลวดทุติยภูมิในหม้อแปลงกระแสไฟฟ้าทั่วไป แต่ไม่มีแกนเฟอร์โรแมกเนติก แรงดันเอาต์พุตของเซ็นเซอร์เป็นแรงดันระดับต่ำที่สัมพันธ์กับกระแสหลักทุกประการ
เซนเซอร์แบบคาปาซิทีฟในระบบฉนวนอากาศ (AIS) เป็นตัวแบ่งคาปาซิทีฟที่จับคู่กับหม้อแปลงแรงดันไฟฟ้าที่มีโครงสร้างเป็นฟิล์มบาง สำหรับฉนวน SF6 เซ็นเซอร์ GVT (Gas Insulated VT) จะถูกวางไว้บนพื้นผิวด้านในของบัสบาร์ในท่อเพื่อให้แผงวงจรพิมพ์แบบยืดหยุ่น (PCB) ถูกม้วนเป็นวงกลมเต็ม อิเล็กโทรดบนแผงวงจรพิมพ์มีคู่คาปาซิทีฟที่ถูกต้อง (อ้างอิง) (ความจุ, pf) พร้อมตัวนำกระแสไฟฟ้า

ข้อดีในการใช้งาน

• ความปลอดภัยที่เพิ่มขึ้น: ไม่มีอันตรายจากการระเบิด ไม่มีสายไฟในวงจรทุติยภูมิของ CT

• ความแม่นยำในการวัดรวมกับช่วงการวัดไดนามิกขนาดใหญ่
• ไม่มีความอิ่มตัว เฟอร์เรโซแนนซ์ หรือภาวะชั่วคราวที่ไม่ต้องการ
• ความถูกต้องของข้อมูลในระยะยาวและมีเสถียรภาพ
• ต้านทานแผ่นดินไหว
• เพิ่มความน่าเชื่อถือและการวินิจฉัยตนเองอย่างสมบูรณ์
• น้ำหนักเบา กะทัดรัด และยืดหยุ่น
• มีส่วนประกอบน้อย แทบไม่ต้องบำรุงรักษา

เอนเนอร์เจเน็ท. ตัวอย่างโครงการในเดนมาร์ก

ในโครงการนี้ เครือข่ายสายไฮบริดขนาด 400 kV ได้รับการป้องกัน ซึ่งประกอบด้วยส่วนเหนือศีรษะของสายและส่วนเคเบิลที่วางอยู่ใต้ดิน นอกจากนี้ยังมีสายเคเบิลคู่ขนานยาว 5 กม. ข้อกำหนดในการปฏิบัติงานมีดังนี้ - จำเป็นต้องมีการปิดเปิดอัตโนมัติในกรณีที่ส่วนเหนือศีรษะของสายได้รับความเสียหาย แต่ในกรณีที่ส่วนสายได้รับความเสียหาย การปิดอัตโนมัติไม่ควรทำงาน การป้องกันส่วนต่างใช้เพื่อตรวจจับข้อบกพร่องของสายเคเบิลได้อย่างรวดเร็วและแม่นยำ สายเคเบิลเหล่านี้เป็นส่วนหนึ่งของเส้นหลัก 400 kV สองเส้นที่วิ่งจากทางใต้ไปทางเหนือของเดนมาร์ก
อุปกรณ์ที่ให้มาประกอบด้วยองค์ประกอบออปติก 72 CT, บล็อกเชื่อมต่อ 24 บล็อก และ 24 สายพร้อมรีเลย์แบบดิฟเฟอเรนเชียลเพื่อรวมการแลกเปลี่ยนบัสของกระบวนการในวงจรป้องกัน
ฉนวนชนิดแห้งน้ำหนักเบา การออกแบบแบบมีหน้าต่างช่วยให้สามารถติดตั้ง CT แบบออปติคัลและ VT บนฐานรองรับเดียวกันได้ เนื่องจากพื้นที่จำกัด สำหรับ Energinet ประเทศเดนมาร์ก มีการใช้โครงสร้างเดียวและการวางเฟสของสายส่งด้วยสายเคเบิลจำนวนมาก เช่นเดียวกับการติดตั้ง CT บนโครงคานเมื่อถอดออกที่ระยะ 2 ม. ในแนวนอนจาก สนับสนุน.
ขนาดและน้ำหนักที่ลดลงเป็นข้อได้เปรียบที่จับต้องได้เหนือเครือข่ายทั่วไป ช่วยให้วางสถานีย่อยขนาดกะทัดรัดในสถานที่ที่มีพื้นที่จำกัดได้ ขีดจำกัดไดนามิกที่กว้างของ CT ทำให้เป็นที่ต้องการในสถานีอิสระ ซึ่งต้องการความแม่นยำสูงสุดที่กำลังเอาต์พุตเต็มที่และจำเป็นต้องมีการบำรุงรักษาสถานี การไม่มีวงจรสายไฟในหม้อแปลงกระแสไฟฟ้าช่วยลดความเสี่ยงของการบาดเจ็บถึงแก่ชีวิตเนื่องจากการเปิดวงจรกระแสไฟฟ้าโดยไม่ได้ตั้งใจโดยบุคลากร และเพิ่มระดับความปลอดภัยทางไฟฟ้าโดยทั่วไป การไม่มีน้ำมันในหม้อแปลงของอุปกรณ์ยังช่วยลดความเสี่ยงของการระเบิด (รูปที่ 3)
รีเลย์ป้องกันและอุปกรณ์สวิตชิ่งทั้งหมดติดตั้งอยู่ในชั้นวางขนาด 19 นิ้ว ไฟเบอร์ออปติกจากกล่องเคเบิลภายนอกอาคารไปยังแผงป้องกันจะเชื่อมต่อกันในชั้นวาง ภายในตู้ แผงด้านหลังในชั้นวางขนาด 19 นิ้ว (รูปที่ 4 และ 5)

การทดสอบแพลตฟอร์ม

ชุดทดสอบ. Omicron ถูกใช้เพื่อป้อนกระแสโดยตรงผ่านปฐมภูมิของ COSI-TT เพื่อจำกัดปริมาณกระแส จึงมีการหมุนหลายรอบผ่าน COSI-CT สิ่งนี้ทำให้สามารถใช้กระแสสำหรับการทดสอบในโหมดการทำงานและเพื่อตรวจสอบการทำงานของการป้องกันส่วนต่างด้วยกระแสหลัก คุณลักษณะพื้นฐานถูกสร้างขึ้นเพื่อตรวจสอบว่าเซ็นเซอร์ (อุปกรณ์) ที่เพิ่มเข้ามาไม่ส่งผลต่อลักษณะการป้องกัน นอกจากนี้ การทำงานของวงจรป้องกันและเวลาตอบสนองสำหรับการลัดวงจรภายในสอดคล้องกับผลลัพธ์ที่ได้รับระหว่างการตรวจสอบครั้งก่อน
บทสรุป:การใช้งานสถานีย่อยดิจิทัลช่วยให้คุณลดต้นทุนรวมของสถานีย่อยได้ ขนาดและน้ำหนักที่ลดลงของหม้อแปลงอุปกรณ์ อุปกรณ์ป้องกันและควบคุมแบบดิจิทัลมีข้อดีที่น่าสนใจ ช่วยให้สามารถสร้างสถานีย่อยขนาดกะทัดรัดที่มีพื้นที่จำกัดได้
โครงการ Energinet ยืนยันถึงความเชื่อมั่นที่เพิ่มขึ้นในความเป็นไปได้ของสถานีย่อยดิจิทัลในยุโรป สิ่งนี้สำคัญมากในแรงดันไฟฟ้าของเครือข่ายในปัจจุบัน ซึ่งเศรษฐกิจ สุขภาพ และความปลอดภัยมีความสำคัญสูงสุด ดังนั้น โครงการนี้อนุญาตให้ใช้ประสบการณ์ที่สั่งสมมาและปฏิบัติตาม ทั้งสำหรับวัตถุใหม่และที่สร้างขึ้นใหม่

ผู้แต่ง: Richards, S., Alstom Grid, UK, Pavaiya, N., Omicron Electronics, Boucherit, M. และ Ferret, P., Alstom Grid, ฝรั่งเศส, Diemer P., Energinet.dk, เดนมาร์ก