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SCADA als Herzstück eines Distributionsmanagementsystems

SCADA-Systemelemente

Auf hoher Ebene können die Elemente eines Distributionsautomatisierungssystems in drei Hauptbereiche unterteilt werden:

  1. SCADA-Anwendung und -Server (s)
  2. DMS-Anwendungen und Server
  3. Trouble-Management-Anwendungen und -Server
SCADA als Herzstück des Distributionsmanagementsystems

SCADA als Herzstück des Distributionsmanagementsystems(Auf dem Foto: EirGrid, Irlands Elektrizitätsnetzbetreiber - SCADA (Aufsichtskontrolle und Datenerfassung) und DMS (Distribution Management System); Kredit: christiedigital.co.uk)

Vertrieb SCADA

Wie im Titel angegeben, wird der Aufsichtskontrolle und Datenerfassung (SCADA) System ist das Herz von DMS-Architektur (Distribution Management System).

Ein SCADA-System sollte alle habenInfrastrukturelemente zur Unterstützung der vielfältigen Natur der Verteilungsautomatisierung und der übergeordneten Anwendungen eines DMS. Die Hauptfunktion eines Verteilungs-SCADA-Systems besteht in der Unterstützung der Verteilungsoperationen, der Alarmierung, der Ereignisaufzeichnung und der Fernsteuerung von Feldgeräten.

Historisch waren SCADA-Systeme notorisch für ihre mangelnde Unterstützung für den Importund, was noch wichtiger ist, der Export von Stromsystemdatenwerten.

Ein modernes SCADA-System sollte die Budgetierungs- und Planungsfunktionen für das Engineering unterstützen, indem es Zugriff auf die Daten des Stromsystems bereitstellt, ohne dass ein Arbeitsplatz vorhanden sein muss.

Die Hauptelemente eines SCADA-Systems sind:

  1. Host-Ausrüstung
  2. Kommunikationsinfrastruktur (Netzwerk- und serielle Kommunikation)
  3. Feldgeräte (in ausreichender Menge, um die Betriebs- und Telemetrieanforderungen einer DMS-Plattform zu unterstützen)
DA-Systemarchitektur

Abbildung 1 - DA-Systemarchitektur

Host-Ausrüstung

Die wesentlichen Elemente eines SCADA-Hosts für die Verteilung sind:

  1. Hostserver (redundante Server mit Sicherungs- / Failover-Funktion).
  2. Kommunikations-Frontend-Knoten (netzwerkbasiert).
  3. Vollgrafische Benutzeroberflächen.
  4. Relationaler Datenbankserver (zur Archivierung historischer Energiesystemwerte) und Datenserver / Webserver (zum Zugriff auf Werte und Ereignisse in Echtzeit)

Die Elemente und Komponenten des typischen Verteilungssystems sind in dargestellt Abbildung 1 über.


Host-Computersystem

SCADA-Server

Da sich SCADA im Betrieb bei rauen Wetterbedingungen, bei der Wiederherstellung von Serviceleistungen und im täglichen Betrieb bewährt hat, ist die Abhängigkeit von SCADA zu einer Voraussetzung geworden hochverfügbare und leistungsstarke Systeme. Um die Kriterien für hohe Verfügbarkeit zu erfüllen, ist redundante Serverhardware erforderlich, die in einem "Live" -Backup / Failover-Modus betrieben wird.

Hochleistungsserver mit reichliches physisches Gedächtnis, RAID-Festplattensysteme, und durch 10/100 BaseT Switched Ethernet miteinander verbunden sind typisch für heutige SCADA-Server.

Kommunikations-Front-End-Prozessoren (CFE)

Der aktuelle Status der Kommunikation zwischen Host und Feldgerät hängt noch immer stark von der seriellen Kommunikation ab.

Diese Anforderung wird von der CFE erfüllt. Der CFE kann in verschiedenen Formen vorliegen, basierend auf der Busarchitektur (z. B. VME oder PCI) und dem Betriebssystem. Position des CFE in Bezug auf den SCADA-Server kann je nach Anforderung variieren. In einigen Konfigurationen befindet sich der CFE im LAN mit dem SCADA-Server. In anderen Fällen können vorhandene Kommunikationshubs vorschreiben, dass sich der CFE im Kommunikationshub befindet.

Die Einbindung des WAN in die Architektur erfordert eine robustere CFE-Anwendung, um die weniger zuverlässige Kommunikation (im Vergleich zu LAN) auszugleichen.

Im Allgemeinen umfasst der CFE drei Funktionsgeräte:

  1. Eine Netzwerk- / CPU-Karte,
  2. Serienkarten und
  3. Möglicherweise ein Timecode-Empfänger.

Funktionalität sollte die Fähigkeit beinhaltenLaden Sie die Konfiguration herunter und scannen Sie die Tabellen. Der CFE sollte auch die Fähigkeit unterstützen, Totbandwerte zu verwenden (d. H. Nur diejenigen Analogwerte zu melden, die sich um einen benutzerdefinierten Betrag geändert haben).

CFE-, Netzwerk- und SCADA-Server sollte in der Lage sein, die ungünstigsten Bedingungen zu (d. h. alle Punkte, die sich außerhalb der Totbandgrenzen ändern), die typischerweise bei schweren Systemstörungen auftreten.


Vollgrafische Benutzeroberfläche

Der aktuelle Trend in der Benutzeroberfläche (UI) ist in Richtung a Vollgrafik (FG) Benutzeroberfläche. Während Character Graphics-Konsolen heute noch von vielen Dienstprogrammen verwendet werden, verschieben SCADA-Anbieter ihre Plattformen aggressiv auf eine Vollgrafik-Benutzeroberfläche.

Häufig haben die SCADA-Anbieter ihre neue Vollgrafikbenutzeroberfläche auf kostengünstigen NT-Workstations implementiert, indem sie Anwendungen von Drittanbietern verwenden, um das zu emulieren X11 Fenstersystem.

SCADA - Vollgrafik-Display mit Videowand

SCADA - Vollgrafik-Display mit Videowand


Vollgrafische Anzeigen ermöglichen die Anzeige Stromsystemdaten zusammen mit den elektrischen Verteilungsanlagen in einer geographischen (oder semigeographischen) Perspektive.

Der Vorteil der Verwendung einer Vollgrafikoberflächewird deutlich (insbesondere für Verteilungsunternehmen), da SCADA über den Stationszaun hinaus installiert wird, wo Verteilerdiagramme für Verteilvorgänge kritisch werden.


Relationale Datenbanken, Datenserver und Webserver

Die traditionellen SCADA-Systeme waren schlechte Anbieter von Daten an alle Personen, die nicht über eine Bedienkonsole mit dem SCADA-System verbunden sind.

Dies geschah aufgrund des geschützten Charakters vonDie Performance-Datenbank (im Arbeitsspeicher) und ihre Designoptimierung zum Einfügen gescannter Daten und zum Herausschieben von Anzeigewerten. Stromsystemgrößen wie Bank- und Feeder-Laden (MW, MWH, MQH und Ampere-Laden) sowie die Busspannung liefern wertvolle Informationen für den Vertriebsplaner.

Die Verfügbarkeit von Ereignisdaten (Protokolldaten) ist wichtig in der postmortem Analyse. Die Verwendung von relationalen Datenbanken, Datenservern und Webservern durch die Unternehmens- und Konstruktionsfunktionen ermöglicht den Zugriff auf Informationen und Daten des Stromversorgungssystems, während der SCADA-Server von den Mitarbeitern außerhalb des Betriebs isoliert wird.

Host für die Feldkommunikation

Serielle Kommunikation mit Feldgeräten kann auf mehreren Medien auftreten: Kupferkabel, Ballaststoff, Radio, und selbst Satellit. Telefonschaltkreise, Glasfaser und Satelliten sind relativ teuer. Neue Funktechnologien bieten einen guten Kommunikationswert.

Eine solche Technologie ist die Mehradressen-Funksystem (MAS).

Das MAS arbeitet im 900 MHz-Bereich und istomnidirektional: Funkabdeckung in einem Gebiet mit einem Radius von 20 bis 25 Meilen (je nach Gelände) Ein einziges MAS-Master-Funkgerät kann mit vielen entfernten Standorten kommunizieren. Protokoll und Bandbreite begrenzen die Anzahl der entfernten Endgeräte, mit denen ein Master-Funkgerät kommunizieren kann. Die Protokollgrenze ist einfach der vom Protokoll unterstützte Adressbereich.

Bandbreitenbeschränkungen kann durch die Verwendung effizienter Protokolle ausgeglichen werden,oder verlangsamen Sie die Scanrate, um weitere Remote-Einheiten einzubeziehen. Spread-Spectrum- und Punkt-zu-Punkt-Radio (in Kombination mit MAS) bietet die Möglichkeit, spezifische Kommunikationsprobleme anzugehen.

Derzeit ist MAS-Radio bevorzugtPaketfunk (eine andere neue Funktechnologie); MAS-Funkkommunikationen tendieren dazu, deterministischer zu sein und kleinere Timeout-Werte für Kommunikationsnormalantworten und -steuerungen bereitzustellen.


Feldgeräte

Distribution Automation (DA) -Feldgeräte Es handelt sich um Installationen mit vielen Funktionen, die eine breite Palette von Problemen hinsichtlich Steuerung, Betrieb, Planung und Systemleistung für das Versorgungspersonal abdecken.

Jedes Gerät bietet spezifische Funktionen,unterstützt den Systembetrieb, umfasst die Fehlererkennung, erfasst Planungsdaten und zeichnet Energiequalitätsinformationen auf. Diese Geräte befinden sich in der Verteilerstation und an ausgewählten Orten entlang der Verteilerlinie. Die vielseitigen Funktionen des DA-Geräts erhöhen die Integrationsfähigkeit in das elektrische Verteilungssystem.

Die Funktionen und Betriebsfunktionen ergänzen sich hinsichtlich der Steuerung und des Betriebs des elektrischen Verteilungssystems.

Die Fehlererkennungsfunktion ist die "Augen und"Ohren “für das Bedienpersonal. Die Fehlererkennungsfunktion wird durch das Eindringen von DA-Geräten in die Verteilungsleitung immer nützlicher.

Die Echtzeitdaten, die vom SCADA-System erfasst werdenwird den Planungsingenieuren zur Einbeziehung in die radialen Verteilungslinienstudien zur Verfügung gestellt. Da das Verteilungssystem weiter wächst, investiert der Versorger jährlich in die Verbesserung des Stromverteilungssystems, um angemessene Einrichtungen für die steigenden Lastanforderungen zu erhalten.

Die Verwendung der Echtzeitdaten ermöglicht es den Planungsingenieuren, die jährlichen Investitionen zu optimieren, um den wachsenden Anforderungen des elektrischen Verteilungssystems gerecht zu werden.

Die Energiequalitätsinformationen umfassen das Aufnehmen von harmonischem Inhalt bis zur 15. Harmonischen und Aufnehmen Harmonische Gesamtverzerrung (% THD). Diese Informationen werden zur Überwachung der Leistung des elektrischen Verteilungssystems verwendet.


Moderne RTU

Heute moderne RTU ist modular aufgebaut und bietet erweiterte Funktionen zur Unterstützung von Funktionen, die bisher nicht im RTU-Design enthalten waren.

Das modulares Design unterstützt Installationskonfigurationen im Bereich vonDie geringe Punktzahl, die für die Verteilerleitungen an Masteinheiten erforderlich ist, entspricht der sehr großen Punkteanzahl, die für große Umspannwerke und Kraftwerksumschaltanlagen erforderlich ist.

Moderne RTU-Scada

Moderne RTU-Scada


Die modernen RTU-Module umfassen Analogeinheiten mit 9 Punkten, Steuergeräte mit 4 Steuerpaarpunkten, Statuseinheiten mit 16 Punkten, und Kommunikationseinheiten mit Stromversorgung.

Die RTU-Installationsanforderungen werden von erfülltSammeln der erforderlichen Anzahl moderner RTU-Module, um die analogen, Steuerungs-, Status- und Kommunikationsanforderungen für den zu automatisierenden Standort zu erfüllen. Für die Anforderungen an die Verteilungslinie ist eine Verpackung der Mindestpunktzahl-RTUs verfügbar.

Das Anforderung an die Stationsautomatisierung hat die Option, die herkömmliche RTU zu installierenin einem Schrank mit Verbindungen zu den Geräten der Unterstation oder Verteilen der RTU-Module an die Geräte innerhalb der Unterstation mit Glasfaser-Kommunikation zwischen den Modulen

Die verteilten RTU-Module sind mit einer Datenkonzentrationseinheit verbunden, die wiederum mit dem Host-SCADA-Computersystem kommuniziert.

Die moderne RTU akzeptiert direkte AC-Eingänge von einer Vielzahl von Messgeräten einschließlichLine-Post-Sensoren, Stromwandler, Potenzialtransformatoren, Stationsservice-Transformatoren und Messwandler. Direkte AC-Eingänge mit der Verarbeitungsfähigkeit in der modernen RTU unterstützen die Fehlerstromerfassung und die Messung des Oberwelleninhalts. Die moderne RTU kann den Betrag, die Richtung und die Dauer des Fehlerstroms mit Zeitmarkierung des Fehlerereignisses mit einer Auflösung von 1 Millisekunde angeben. Das Überwachen und Melden von Oberschwingungsinhalten im elektrischen Verteilerkreis sind Funktionen, die in der modernen RTU enthalten sind.

Das digitale Signalverarbeitungsfähigkeit der modernen RTU unterstützt die erforderlichen Berechnungen zur Angabe von% THD für jede Spannungs- und Strommessung an der automatisierten Verteilerlinie oder am Umspannwerk

Die moderne RTU verfügt über eine Logikfunktion, um die Erstellung von Algorithmen für spezifische Betriebsanforderungen zu unterstützen.

Automatische Übertragungsschemata wurden unter Verwendung automatisierter Schalter und gebautmoderne RTUs mit der Logikfähigkeit. Diese Funktion bietet dem Vertriebslinieningenieur eine weitere Option, wenn er die Servicemethode entwickelt und kritische Lastprobleme anspricht.

Die Logikfähigkeit in der modernen RTU warwird verwendet, um den Algorithmus zur Steuerung von verteilungsleitungsgeschalteten Kondensatoren für den Betrieb auf Phasenbasis zu erstellen. Die Kondensatoren werden im Spannungsnulldurchgang eingeschaltet und im Stromnulldurchgang ausgeschaltet.

Der Algorithmus kann so ausgelegt werden, dass dieKondensatoren für verschiedene Systemparameter, wie z. B. Spannung, Blindlast, Zeit usw. Die Fernsteuerungsfunktion der modernen RTU ermöglicht es dem Systembetreiber, die Kontrolle der Kondensatoren zu übernehmen, um die Anforderungen der Blindlast des Systems zu erfüllen.

Die moderne RTU ist zu einem dynamischen Gerät mit erweiterten Fähigkeiten geworden. Die neuen Logik- und Eingabefunktionen werden genutzt, um die Anwendungen und Anwendungen der modernen RTU zu erweitern.


SPS und IEDs

Speicherprogrammierbare Steuerung (SPS) und Intelligent Electronic Device (IED) sind Komponenten des Automatisierungssystems für die Verteilung, die spezifische Betriebs- und Datenerfassungsanforderungen erfüllen.

PLC SCADA Panel

PLC SCADA Panel


Zwar gibt es einige Überlappungen in der Fähigkeit mitIn der modernen RTU sind die Autoren mit dem Einsatz von SPSen vertraut, mit denen der fehlerhafte Leistungstransformator in einer Zwei-Bank-Unterstation automatisch isoliert wird und die Last automatisch auf den fehlerfreien Leistungstransformator übertragen wird.

Die SPS kommuniziert mit der modernen RTU in der Unterstation, um den Fernbetrieb der Unterstation zu erleichtern.

Die typische SPS unterstützt die serielle Kommunikation mit einem SCADA-Server. Die moderne RTU kann über eine RS-232-Schnittstelle mit der SPS kommunizieren.

Zu den IEDs zählen elektronische Zähler, elektronische Relais und Steuerungen an bestimmten Geräten der Umspannstation, wie z. B. Leistungsschalter, Regler, Stromwandler (LTC) an Transformatoren usw.

Die IEDs können auch unterstützt werden serielle Kommunikation an einen SCADA-Server. Die Erfahrung der Autoren deutet jedoch darauf hin, dass die IEDs normalerweise über ein PC an die moderne RTU berichten RS-232-Schnittstelle oder über Statusausgangskontaktstellen.

Da sich die Kommunikationsfähigkeit verbessert und der gleiche Status wie die Funktionsfähigkeit erreicht wird, hat das IED das Potenzial, in der Automatisierungskommunikationsumgebung gleichberechtigt zu sein.

Nach Ansicht der Autoren ist derEine begrenzte Verarbeitungsfähigkeit zur Unterstützung der Kommunikationsanforderung zusätzlich zu ihren funktionalen Anforderungen (d. h. Relais, Zähler usw.) behindert die weitverbreitete Verwendung der IEDs im Verteilungsautomatisierungssystem.

Ressource: Betrieb und Steuerung des Energiesystems - George L. Clark und Simon W. Bowen

Bemerkungen: