Nutzen Sie das volle Potenzial der IEC 61850 mit diesen 2 Funktionen für die Automatisierung digitaler Unterstationen
Einführung in die IEC 61850
Seitdem wurde IEC 61850 als internationaler veröffentlichtStandard für die Kommunikation in Unterstationen, hat der Standard breite Akzeptanz auf den Märkten gefunden. In den ersten Unterstationen, in denen er eingesetzt wurde, war das Hauptziel die erfolgreiche Umsetzung der vorhandenen Konzepte und Lösungen unter Verwendung der neuen Technologie.
Nutzen Sie das volle Potenzial der IEC 61850 mit diesen 2 Funktionen für die Automatisierung digitaler Unterstationen
Diese positiven Erfahrungen aus den ersten Projekten haben das Vertrauen der Betreiber der Umspannwerke gesichert. Diese Unterstationen haben das Potenzial der IEC 61850 jedoch noch nicht genutzt.
Mit der schnell wachsenden Anzahl von implementierten Unterstationen wuchs das Vertrauen in die Ausrüstung und es entstanden erste Anwendungen, die die neue Technologie gezielt nutzten.
Die häufigste Kontrollanwendung war die Dezentralisierung der Schaltgeräteverriegelung mittels GOOSE-Meldungen.
Darüber hinaus bietet IEC 61850 die Möglichkeit derErsetzen der Parallelverdrahtung durch Ethernet und Implementierung eines schnellen Informationsaustauschs zwischen Geräten. Dieser Artikel befasst sich hauptsächlich mit diesem Aspekt und stellt diese Konzepte dem herkömmlichen Ansatz gegenüber.
Zwei praxiserprobte Beispiele zeigen, wie moderne Lösungen für die Automatisierung digitaler Schaltanlagen mit neuen Funktionen der IEC 61850 den Anwendernutzen steigern.
1. Verteilter Synchro-Check
Die Synchro-Check-Funktion prüft vor dem Schließen eines Leistungsschalters, ob die elektrischen Parameter der beiden Teilnetze innerhalb der definierten Grenzen liegen.
Diese Prüfung ist notwendig, um den Übergang zu begrenzenPhänomene beim Anschluss. Zu diesem Zweck wird die Spannung des zu schaltenden Abzweigs mit der Sammelschienenspannung für Betrag und Phasenwinkel und Frequenzwerten verglichen.
Diese Ringleitung verteilt die Spannung an alleEinschübe und die zu schaltende BCU im Feeder entnimmt die Spannung der Ringleitung. Nun sind alle erforderlichen Informationen verfügbar und die BCU prüft autonom, ob die Synchronprüfungsbedingungen erfüllt sind.
Wenn die Spannungsamplitude, der Winkel und die Frequenzunterschiede innerhalb der definierten Grenzwerte liegen, Die Freigabe erfolgt durch die Synchro-Check-Funktion und der Leistungsschalter schließt.
Abbildung 1 - Konfiguration für die verteilte Synchronprüfung
1.1 Konventionelles Konzept
Die Implementierung der verteilten Synchrocheck-Funktion mit digitaler Steuerungstechnik ist seit vielen Jahren Stand der Technik.
In den meisten Unterstationen mit dieser Funktionalität Die Logik zur Ermittlung des Referenzfeldes ist zentral in der Stationssteuerung implementiert.
Dies bedeutet, dass die Steuerung auf Stationsebene aBefehl zum Schließen des Leistungsschalters eines Feldes A. Dieser Befehl wird in der Stationssteuereinheit empfangen und das Referenzfeld wird in einer zentralen Logik ausgewählt, die die relevanten Positionsangaben und Informationen berücksichtigt. Dann sendet die Stationssteuereinheit einen Befehl an die ausgewählte BCU in der Referenzposition, um das Ringleitungsrelais zu schließen.
Die BCU von Bucht A kann dann die Synchronüberprüfung ausführen.
Abbildung 2 - Befehlsfolge im herkömmlichen Konzept
1.2 Konzept mit Peer-to-Peer-Kommunikation
Seit der Einführung der IEC 61850 steht ein neuer Kommunikationsdienst zur effizienten Verteilung von Informationen zwischen Geräten auf Feldebene zur Verfügung.
Die hier beschriebene Anwendung zeigt, wie die GOOSE (generisches objektorientiertes Stationsereignis) Mechanismus kann vorteilhaft genutzt werden.
Wie im konventionellen Konzept die Logikberücksichtigt die Positionsangaben und zusätzlichen Informationen, um zu bestimmen, ob jede Zuführung als Referenzschacht verwendet werden kann. Die für die Auswahl erforderlichen nicht-feldspezifischen Daten werden in GOOSE-Nachrichten auch zwischen den BCUs ausgetauscht.
In typischen Unterstationen befinden sich normalerweise mehrere Buchtengeeignet für den einsatz als referenzbuchten. Ein einzelner Referenzplatz wird ausgewählt, indem eine zuvor definierte Sequenz in der lokalen Logik berücksichtigt wird. Die BCU, die sich aufgrund der Topologieinformationen in einem Referenzfeld befindet und am Anfang der Sequenz steht, sendet die Nachricht „Referenzfach gefunden“ an alle anderen BCUs in einem GOOSE-Telegramm und verbindet die Spannung über das Ringleitungsrelais.
Der anschließende Test der Synchronprüfungsbedingungen in der BCU von Position A und der Freigabe des Steuerbefehls wird auf dieselbe Weise wie im herkömmlichen Konzept durchgeführt.
Abbildung 3 - Reihenfolge, wenn die Peer-to-Peer-Kommunikation verwendet wird
1.3 Nutzen der Lösung
Die Migration der Logikfunktion von der BCU auf die Einschubebene wird verbessert die Verfügbarkeit der Lösung. Abhängig von der erforderlichen Systemverfügbarkeit kann auf eine redundante Implementierung der Stationssteuereinheit verzichtet werden.
2. Automatische Umschaltung der Maschenstation
Eine Netzstation ist eine Art Konfiguration einer primären Unterstation, die bei der Verwendung von Leistungsschaltern wirtschaftlich ist.
Obwohl es viele Varianten gibt, bestehen die typischen Konfigurationen aus einzelnen Switches und vier Switch-Maschen. Die Namen lassen auf die Anzahl der Leistungsschalter schließen, die zur Realisierung des Layouts verwendet werden.
Eine Maschenecke hätte normalerweise ein Abzweig und bis zu zwei Transformatoren angeschlossen - mit vier Leistungsschaltern könnte eine Station mit 4 Abzweig- und 8 Wandlerkreisen aufgebaut werden.
Wenn ein Leistungsschalter gewartet werden muss, Es kann ohne Versorgungsverlust aus dem Netz genommen werden.
Abbildung 4 - Maschenstation
2.1 Automatische Umschaltung der Maschenstation
Nach einem Auslöseereignis für das Netz zur "Selbstheilung", einer automatischen System mit verzögerter Wiedereinschaltung (DAR) Wird benötigt.
Zum Beispiel für einen AbzweigfehlerLeistungsschalter, die an der Netzecke des Abzweigs angeschlossen sind, müssen auslösen, einschließlich Niederspannungs-Leistungsschalter für Transformatoren und Trennschalter für übergeordnete Unterstationen durch Signalübertragung.
Wenn der erste Leistungsschalter automatisch eingeschaltet wirdSchließen schließt, dann wird davon ausgegangen, dass der Abzweig einen dauerhaften Fehler aufweist und das Netz-DAR-System den Abzweigtrennschalter an beiden Enden des Stromkreises öffnet. Nachdem der Abzweig aus den Mattenecken entfernt wurde, beginnen die Netzschalter mit der automatischen Wiedereinschaltung.
Bei Transformatorfehlern wird der Transformator nach Auslösen des Leistungsschalters automatisch durch Öffnen des Trennschalters isoliert, bevor die Netzschalter in ihrer Reihenfolge wieder geschlossen werden.
2.2 Die Lösung
Eine Lösung mit einer BCU pro Maschenecke wurde entwickelt. Dies hatte die Vorteile der Reduzierung der Installationskosten und der Verwendung eines zukunftssicheren Industriestandards anstelle einer maßgeschneiderten Lösung.
Die automatische Umschaltung und verzögerte automatischeDie Wiedereinschaltfunktionen wurden mithilfe eines grafischen Logik-Tools entwickelt, mit dem die Feldsteuereinheiten diagnostiziert wurden. Ein Testsystem zeigt ein einzeiliges Diagramm der Unterstation, von dem aus Schaltpositionen manuell geändert, Analogwerte gesteuert und Schutzereignisse gemeldet werden können.
Die Visualisierung ist an PROFIBUS angeschlossenEingabe- / Ausgabegeräte, die wiederum an die getesteten Feldsteuereinheiten angeschlossen sind. Das Testsystem reagiert auf Ereignisse, d. H. Simuliert das Öffnen / Schließen des Trennschalters und ermöglicht die einfache Erstellung und Wiedergabe von Testsequenzen für wiederholbare Tests.
Mit diesem Testsystem Die spezifische Funktion der DAR-Funktion (Delayed Automatic Re Close) kann in den BCUs leicht überprüft werden Und die erfolgreiche Inbetriebnahme der Umspannstation steht nicht mehr im Weg.
Zusammenfassung
Die besprochenen Beispiele zeigen, dass die IEC 61850 ein breites Spektrum an Anwendungsmöglichkeiten bietet, das bei weitem aktuelle Anwendungen übertrifft.
Eine gründliche Analyse zeigt die Vorteile von IEC-Anwendungen. Es ist jedoch Sache des Betreibers der Unterstation und seines Lieferanten, zu entscheiden, inwieweit Änderungen an bestehenden Konzepten und Systemen vorgenommen werden sollen.
Referenz // Effiziente Energieautomatisierung mit den IEC 61850 Standard Applikationsbeispielen von Siemens