Automatyka spotyka energetykę, czyli niezawodne zasilanie

Stacje elektroenergetyczne to technicznie rozbudowane obiekty, które w systemie energetycznym odpowiadają za rozdzielanie energii elektrycznej albo jej przetwarzanie, czyli podwyższanie lub obniżanie napięcia albo przekształcanie prądu przemiennego w stały lub odwrotnie. Mogą też równocześnie realizować obydwie funkcje.

W zależności od funkcji, jaką pełnią, wyróżnia się m.in. stacje: rozdzielcze, transformatorowe, prostownikowe, przekształtnikowe oraz transformatorowo-rozdzielcze. Dzieli się je również na podstawie napięcia strony wejściowej m.in. na stacje: najwyższych napięć NN (220÷750 kV), wysokich napięć WN (110 kV) oraz średnich napięć SN (6÷30 kV). Stacje NN/WN nazywane są głównymi punktami zasilającymi (GPZ), natomiast stacje WN/SN - punktami zasilającymi (PZ). Jako kryterium podziału stosuje się też cechy konstrukcyjne.

Jeśli wszystkie urządzenia znajdują się w budynku, stację zalicza się do grupy wnętrzowych. W stacjach napowietrznych większość wyposażenia jest zainstalowana na wolnympowietrzu. Ze względu na rodzaj izolacji wyróżnia się stacje elektroenergetyczne z izolacją: próżniową, gazową z SF6, powietrzną lub stałą. Stacje są bezobsługowe albo nadzorowane zdalnie. Ich pracą może również sterować personel na miejscu.

PRZEGLĄD APARATURY ŁĄCZENIOWEJ

Wyposażenie stacji elektroenergetycznej obejmuje linie doprowadzające wysokie napięcie, jego rozdzielnię, transformatory, które przetwarzają WN na średnie, rozdzielnię średniego napięcia, systemy telemechaniczne oraz ewentualnie dyspozytornię. Jej nieodzownym elementem są także łączniki elektryczne różnego rodzaju.

Są to m.in.: wyłączniki, które wyłączają i załączają prądy robocze i zakłóceniowe (zwarciowe), odłączniki, które tworzą przerwy izolacyjne, służące do otwierania oraz zamykania obwodów w stanie bezprądowym, rozłączniki wyłączające oraz załączające prądy robocze w zakresie swojego znamionowego prądu ciągłego, bezpieczniki, które chronią urządzenia energetyczne przed zwarciami i przeciążeniami, zwierniki i uziemniki uziemiające tory prądowe wcześniej odłączone od źródła napięcia.

Te ostatnie używane są w celu zapewnienia bezpieczeństwa personelowi usuwającemu awarie i przeprowadzającemu konserwację. Aparatura łączeniowa to najliczniejszy element wyposażenia stacji elektroenergetycznych. Częścią tych obiektów są także instalacje pomocnicze, które odpowiadają za realizację potrzeb własnych stacji. Przykładem są systemy oświetlenia i wentylacja.

PRZYKŁAD ZABURZEŃ - ZWARCIA

Normalne funkcjonowanie stacji elektroenergetycznych mogą przerywać różnego typu zaburzenia. Jednym z najniebezpieczniejszych są zwarcia. Dochodzi do nich, jeżeli dwa albo większa liczba punktów w systemie połączą się ze sobą albo z ziemią. Przyczyn tego stanu może być wiele. Przykładowe powody to: przepięcia atmosferyczne lub te wywołane czynnościami łączeniowymi, uszkodzenia izolacji oraz wady, uszkodzenia albo awarie urządzeń.

Zwarcia mogą mieć różny charakter. Na tej podstawie rozróżnia się zwarcia symetryczne (trójfazowe) lub niesymetryczne (jednofazowe, dwufazowe), są też zanikające samoistnie lub trwałe.

Najgroźniejsze są zwarcia, w czasie których natężenia prądów kilkanaście razy przekraczają wartości prądów znamionowych wyposażenia stacji. Do ich najgorszych skutków zalicza się przegrzewanie się kabli i urządzeń, przyspieszające starzenie się ich izolacji, zagrożenie porażeniem i zaburzenia elektromagnetyczne.

Zaburzeniom, takim jak zwarcia, powinno się zapobiegać. Jeżeli już jednak wystąpią, powinno się je wykryć, potem wyeliminować, a następnie przywrócić stację do normalnego stanu pracy. Większość z tych zadań jest zautomatyzowana.

AUTOMATYKA W STACJACH ELEKTROENERGETYCZNYCH

Dzięki automatyzacji skuteczniej można zapobiegać awariom w stacjach, a w efekcie nieplanowanym przerwom dostaw prądu. W sytuacjach, które wymagają podjęcia szybkiej decyzji, systemy automatyki reagują bowiem szybciej i niezawodniej od najlepiej wyszkolonego personelu.

Automatykę w stacjach elektroenergetycznych można podzielić na kilka grup. Do zadań pierwszej, zabezpieczeniowej, należy przeciwdziałanie i reagowanie na sytuacje awaryjne. Zadaniem automatyki systemowej jest monitorowanie i dostosowywanie parametrów pracy sieci do zmiennych warunków. Ponadto automatyzuje się zadania w zakresie działania samej stacji elektroenergetycznej, na przykład instalacji potrzeb własnych. Za to odpowiada automatyka pomocnicza.

Dalej przedstawiamy zadania oraz przykłady realizacji automatyki zabezpieczeniowej i systemowej. Z powodu różnorodności zadań do spełnienia tę pierwszą podzielono na: prewencyjną, eliminacyjną oraz restytucyjną, natomiast automatykę systemową na m.in.: prewencyjną i regulacyjną.

JAKA JEST ROLA AUTOMATYKI PREWENCYJNEJ?

Ma ona zapobiegać problemom. W tym celu wykrywa odstępstwa od stanu normalnego, sygnalizuje je i usuwa. Anormalne stany to przykładowo przeciążenia, wahania napięcia lub częstotliwości. Przykładem automatyki prewencyjnej jest samoczynne częstotliwościowe odciążanie (SCO). Aktywuje się ono w razie wykrycia zmniejszenia się częstotliwości.

Częstotliwość nadmiernie maleje, gdy w systemie elektroenergetycznym zaczyna "brakować" mocy czynnej. To z kolei jest powodowane przez spadek wydajności jednostek produkujących energię elektryczną. Zmniejszanie się częstotliwości pogłębia ten efekt. Żeby uniknąć kompletnego unieruchomienia zakładu energetycznego, najpierw uruchamia się rezerwowe źródła zasilania. Jeżeli nie przynosi to pożądanego efektu, tzn. częstotliwość dalej spada, reaguje układ automatyki SCO.

Skutkiem jego zadziałania jest odłączenie odbiorców, najpierw tych mniej ważnych. Taki sam skutek ma aktywacja innego zabezpieczenia, które jest zaliczane do automatyki prewencyjnej - samoczynnego napięciowego odciążenia (SNO). SNO załącza się w przypadku wykrycia spadku napięcia.

JAKIE SĄ ZADANIA AUTOMATYKI SZR I SPZ?

Automatyka zabezpieczeniowa eliminacyjna wyłącza uszkodzone urządzenia albo systemy. Następnie, po usunięciu przyczyny problemu, uruchamia się automatyka restytucyjna, której zadaniem jest przywrócenie stanu normalnego. Do tej grupy rozwiązań zaliczane są m.in.: samoczynne załączenie rezerwy (SZR) oraz samoczynne ponowne załączenie (SPZ).

Zadaniem automatyki SZR jest odłączenie odbiorców energii elektrycznej od źródła zasilania podstawowego i podłączenie ich do źródła rezerwowego. Powinna ona zadziałać samoczynnie w razie wykrycia nadmiernego spadku albo zaniku napięcia.

W automatyce samoczynnego ponownego załączenia wykorzystuje się to, że niektóre zjawiska, na przykład zwarcia w liniach napowietrznych, mają charakter nietrwały. Po pewnym czasie można dzięki temu spróbować ponownie uruchomić wcześniej awaryjnie wyłączone urządzenie lub segment sieci. Jeśli się to uda, wraca ono do normalnej pracy. W przeciwnym wypadku, jeśli uszkodzenie jest trwałe, reaguje automatyka eliminacyjna.

Węzły logiczne według IEC 61850 Przykłady DO w MMXU Węzły logiczne reprezentują konkretne funkcje urządzenia. Podzielono je na kilka grup. Grupę określa pierwsza litera nazwy węzła. Przykłady grup to: Automatic Control (A), Protection Related Functions (R), Interfacing and Archiving (I), System Logical Nodes (L), Transformer and Related Functions (Y), Metering and Measurement (M), Power Instruments Transformer (T), Supervisory Control (C), Protection Functions (P), Generic Function References (G), Sensors, Monitoring (S), Further Equipment (Z), Switchgear (X). Przykłady węzłów zaliczanych do grupy Z to ZMOT (Motor), do grupy T: TCTR (Current Transformer) i TVTR (Voltage Transformer), do grupy X: XCBR (Circuit breaker) i XSWI (Circuit switch), a do grupy C: CILO (Interlocking) i CSWI (Switch Controller). Węzły logiczne składają się z obiektów danych (Data Objects, DO). Na przykład w węzłach MMXU (Measurement) DO to m.in.: TotW (Total Active Power), TotVar (Total Reactive Power), A (Phase currents), PhV (Phase To Ground Voltages), Z (Phase impedance), W (Phase Active Power) i PF (Phase Power Factor). Każdy DO składa się z atrybutów danych (Data Attributes, DA).

CECHY AUTOMATYKI NA STACJACH

Aby automatyka na stacjach elektroenergetycznych spełniła swoje zadania, powinna reagować odpowiednio szybko. Kolejną jej wymaganą cechą jest selektywność. Może ona dotyczyć obiektu działania automatyki, wtedy gdy na przykład powoduje wyłączenie tylko urządzeń zepsutych lub typu zaburzenia.

Jeśli zabezpieczenie nie jest selektywne i reaguje bez ograniczeń, a więc również tam, gdzie nie ma takiej potrzeby, może być przyczyną dużych strat, zamiast oszczędności. Automatyka stacyjna musi reagować na zaburzenia już na takim poziomie, przy którym nie spowodują one jeszcze żadnych problemów. Powinna też działać niezawodnie.

Automatykę stacyjną wykonuje się w postaci zintegrowanych modułowych urządzeń mikroprocesorowych. Ich przykłady przedstawiamy w ramce.

BUDOWA SYSTEMÓW AUTOMATYKI

Sterowniki automatyki stacyjnej budowane są ze standardowych bloków funkcjonalnych. Wejściowy doprowadza wielkości mierzone do układu pomiarowego. W kolejnym segmencie ich wartości są porównywane z tymi granicznymi, których przekroczenie ma spowodować konkretne działanie. W następnych blokach generowane są sygnały sterujące elementami wykonawczymi.

Na przykład w przypadku automatyki samoczynnego załączenia rezerwy wyróżnić można następujące bloki funkcjonalne:

• układ, który monitoruje wartość napięcia źródła zasilania podstawowego,
• blok mierzący czas obniżenia napięcia, którego obecność zapobiega niepotrzebnemu aktywowaniu się automatyki SZR w razie wystąpienia krótkotrwałych, niegroźnych spadków napięcia,
• układ kontrolujący wartość napięcia źródła zasilania zapasowego,
• blokady automatyki SZR, na przykład na wypadek awarii źródła zasilania rezerwowego.

Urządzenia automatyki zabezpieczeniowej, systemowej i pomocniczej współpracują z innymi systemami na stacjach elektroenergetycznych. Przykładem są systemy sterowania i nadzoru.

JAKIE SĄ ZADANIA STEROWNIKÓW POLOWYCH?

W systemach sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznych można wyróżnić kilka warstw. Przykłady to poziom pola i poziom dyspozytorski. W pierwszym wykorzystuje się m.in. sterowniki polowe.

Ich zadaniem jest rejestrowanie danych (pomiarowych, sygnalizujących zmiany stanów) z różnych urządzeń procesowych (łączniki elektryczne, sensory, liczniki), obliczanie wartości wielkości, które nie są bezpośrednio mierzone (moc czynna, bierna, pozorna, cos φ, częstotliwość) i sterowanie urządzeniami procesowymi.

Warstwa dyspozytorska obejmuje natomiast panele operatorskie w nastawni stacji oraz centrum zdalnego dostępu. Przykłady systemów sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznych przedstawiamy w ramce.

Bez względu na implementację realizują one zestaw standardowych funkcji. Dzięki nim zapewniają kompleksową obsługę tych obiektów.

SYSTEM STEROWANIA I NADZORU - PODSTAWOWE FUNKCJE

System rejestruje i prezentuje dyspozytorom wszystkie zmiany i zdarzenia na stacji. Dzięki temu za jego pośrednictwem operatorzy mają dostęp do aktualnej informacji o stanie jej całego wyposażenia.

Sygnalizuje im na przykład zmiany położenia łączników elektrycznych, przedstawia ostrzeżenia o sytuacjach odbiegających od normy i informuje o awariach. Są także powiadamiani o zadziałaniu automatyki, na przykład zabezpieczeń. W sytuacjach awaryjnych system powinien zapewniać operatorom niezbędne wsparcie.

Za jego pośrednictwem mogą sterować obiektem. System nie dopuszcza przy tym do wykonywania niepożądanych lub błędnych operacji dzięki odpowiednim blokadom. Zwykle jest w nim także zaimplementowana kontrola dostępu.

Potwierdza ona dane osoby, która ubiega się o dostęp do systemu oraz jej uprawnienia w tym zakresie. Dzięki temu w bazie danych można zapisać kto, kiedy, skąd (lokalnie, zdalnie) i jaką operację wykonał.

MODUŁOWOŚĆ, SKALOWALNOŚĆ, KOMPATYBILNOŚĆ

Ważne cechy systemu sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznej to modułowość i skalowalność. Musi być także niezawodny. To ostatnie zapewnia redundancja jego kluczowych elementów, urządzeń oraz łączy komunikacyjnych. Powinien być również kompatybilny z urządzeniami od różnych producentów, komunikującymi się za pośrednictwem różnych mediów i protokołów transmisji.

Preferowanym medium, zwłaszcza w łączności na większe odległości z centrum zdalnego dostępu, są światłowody. Ich popularność wynika przede wszystkim z ich dużej przepustowości oraz odporności na zaburzenia elektromagnetyczne.

Wyposażenie stacji elektroenergetycznych standardowo korzysta z takich protokołów transmisji jak te z serii IEC 60870-5, Modbus oraz DNP 3.0. Różnorodność w tym zakresie była jednak do niedawna jeszcze raczej utrudnieniem niż zaletą.

W JAKIM CELU POWSTAŁA NORMA IEC 61850?

Na działanie systemów sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznych w ogromnym stopniu ma wpływ interoperacyjność ich wyposażenia. Nie jest łatwo ją zapewnić, bowiem urządzenia są przeważnie dostarczane przez wielu różnych producentów i korzystają z różnych protokołów komunikacyjnych.

Aby umożliwić ich współpracę, trzeba zainwestować w dodatkowy sprzęt (sterowniki komunikacyjne), pełniący funkcję pośrednika udostępniającego systemowi nadrzędnemu albo innym urządzeniom dane we właściwym dla nich formacie. Zwiększa to koszty. Alternatywą jest wyposażenie obiektu od razu w urządzenia zgodne z normą IEC 61850 (PN-EN 61850).

Opracowano ją, żeby ułatwić automatyzację stacji elektroenergetycznych. Uzyskano to dzięki zestandaryzowaniu modeli urządzeń automatyki i komunikacji między nimi, tak aby stosowały się one do sprzętów różnych producentów.

CZYM JEST MODEL DANYCH WEDŁUG IEC 61850?

Jedną z ważniejszych koncepcji, jakie wprowadzono w normie IEC 61850, jest zestandaryzowany model danych. Jest to struktura, która reprezentuje funkcjonalność urządzenia zgodnego z tym standardem. Jej poszczególne komponenty powinny odpowiadać określonym w normie abstrakcyjnym obiektom i klasom danych.

Urządzenie musi się składać co najmniej z jednego urządzenia logicznego (Logical Device, LD). To natomiast jest zbudowane z węzłów logicznych (Logical Nodes, LN), które reprezentują konkretne funkcje urządzenia (patrz ramka). Węzły logiczne składają się z obiektów danych (Data Objects, DO), te zaś z atrybutów danych (Data Attributes, DA).

Drugą nowością wprowadzoną w normie IEC 61850 jest abstrakcyjny interfejs usług komunikacyjnych (Abstract Communication Service Interface, ACSI). Opisano w nim mechanizmy wymiany informacji między urządzeniami niezależnie od zastosowanego protokołu. W ACSI zaproponowano dwa modele wymiany informacji: model klient/serwer i model wydawca/subskrybent (patrz ramka).

JĘZYK SCL ORAZ MAGISTRALE

Tematy numerów do końca roku

W normie zdefiniowano także język komunikacji stacji SCL (Substation Communication Language). Ujednolica on sposób konfiguracji urządzeń zgodnych z IEC 61850. Każdy taki sprzęt musi generować plik z opisem swoich funkcji i ich konfiguracji oraz drugi, który opisuje schemat stacji. Na podstawie tych plików dla poszczególnych urządzeń opracowywany jest plik konfiguracyjny całej stacji.

Oprócz tego w dokumencie tym zaproponowano hierarchiczną strukturę wymiany danych. W tym celu wprowadzono podział na magistralę stacji oraz magistralę procesową. Za pośrednictwem pierwszej komunikują się zabezpieczenia i sterowniki polowe z systemem sterowania i nadzoru stacji elektroenergetycznej.

Do tej drugiej natomiast podłącza się zabezpieczenia i sterowniki polowe oraz urządzenia na poziomie procesu. W IEC 61850 dopuszczono zarówno wymianę danych między urządzeniami na tym samym poziomie, jak i tymi na różnych poziomach.

Monika Jaworowska