Praktische Anleitung zur intelligenten Umspannwerksautomatisierung in der elektrischen Energieverteilung
Das Unterstationautomatisierungssystem (SAS), wie der Name schon sagt, zeichnet sich durch seine Fähigkeit aus, manuelle Bedieneraufgaben durch automatische Funktionen zu ersetzen. Automatisierte Vorgänge spielen eine entscheidende Rolle bei der Gewährleistung des sicheren und zuverlässigen Betriebs von elektrischen Energieübertragungs- und -verteilungssystemen. Zu seinen Funktionen gehören, aber sind nicht auf sie beschränkt, Überwachung, Datensammlung, Schutz, Steuerung und Fernkommunikation.
Früher wurden ausschließlich Fernmeldestationseinheiten (RTUs) als Zwischenstufen zwischen den elektrischen Schaltanlagen auf Prozessebene in Unterstationen und dem Netzwerkmanagementsystem der Versorgungsunternehmen für langreichweitige Überwachungszwecke eingesetzt (siehe unten Abbildung 1).
Diese Einheiten verfügen über mehrere Eingänge und Ausgänge und dienen als Kommunikationsschnittstellen zu entfernten Netzwerkkontrollzentren. Die Fernmeldestationseinheiten (RTUs) und das Netzwerkkontrollzentrum (NCC) bilden zusammen das Leit- und Sicherheitstechniksystem (SCADA), wie in Abbildung 1 dargestellt.
Es gibt einige bemerkenswerte spezifische Funktionen des Unterstationautomatisierungssystems:
Zum Beispiel werden viele Funktionen im Unterstationautomatisierungssystem (SAS) koordiniert, um automatisch von Geräteausfällen oder Kurzschlussfehlern wiederherzustellen. Diese Funktionen beinhalten mehrere Geräte, deren Verantwortlichkeiten zwischen primärer Ausrüstung (wie Schaltgeräten, Transformatorn, Messumformern usw.) und sekundärer Ausrüstung (wie Schutzrelais, Merging-Einheiten, intelligente elektronische Geräte) aufgeteilt sind.
Abbildung 1 - Das Unterstationautomatisierungssystem: Architektur klassischer SCADA-Systeme
Daher werden die Kabel- und Drahtverbindungen zwischen diesen Geräten und Ausrüstungen komplex, was erhebliche Anstrengungen und lange Zeiträume für Wartungs-, Reparatur-, Erweiterungs- oder Änderungsarbeiten erforderlich macht. Es wurden Bemühungen unternommen, die Menge an Kabeln und Drähten durch die Implementierung von seriellen Kommunikationsnetzen auf verschiedenen Ebenen der Unterstationshierarchie zu reduzieren. Diese Initiativen haben zu proprietären Lösungen geführt, die von Unterstationserzeugern entwickelt wurden.
Großunternehmen, einschließlich gemeinnütziger Gruppen wie die Utility Communication Architecture (UCA), die aus Unterstationerausrüstungslieferanten und Versorgungsunternehmen besteht, arbeiten aktiv daran, die Kommunikation in Unterstationen zu verbessern. Sie tun dies, indem sie an der Entwicklung internationaler Standards zur Verbesserung der funktionalen Kompatibilität mitwirken und Architekturen vorschlagen, die höhere Netzwerkbandbreite bieten. Das Ziel ist es, die Zuverlässigkeit der Kommunikation sowohl innerhalb von Unterstationen als auch zwischen verschiedenen Unterstationen zu verbessern.
Die hierarchische Architektur der Unterstationautomatisierung im SAS wird basierend auf technologischen Implementierungen kategorisiert. Das Unterstationautomatisierungssystem besteht aus drei Ebenen: der Stationsebene, der Bayebene und der Prozessebene (wie in Abbildung 2 dargestellt). Diese Ebenen können genutzt werden, um verschiedene Funktionalitäten zu erreichen. In Bezug auf technische Spezifikationen werden die Dimensionen eines Unterstationautomatisierungssystems (SAS) in extra-hochspannungsführenden Übertragungsunterstationen größer sein als in hochspannungsführenden Verteilungsunterstationen.
In modernen Unterstationen ist die Bayebene ein übliches Merkmal, obwohl in den frühen Tagen des SAS das Konzept der Bayebene nicht anerkannt war.
Typischerweise messen Sensoren sehr hohe Strom- und Spannungswerte. Strom- und Spannungswandler (CTs/VTs) werden eingesetzt, um große Mengen an Strom und Spannung in standardisierte Werte zu konvertieren, die dann in Relais-Eingänge eingespeist werden. Die skalierten Werte entsprechen in der Regel 5A (1A in Europa) für den Strom und 120 Volt für die Spannung. Im Wesentlichen implementieren Schutzrelais oder moderne intelligente elektronische Geräte die Schutzlogik.
Abbildung 2 - Die Struktur eines Unterstationautomatisierungssystems, die die Stationsebene, die Bayebene und die Prozessebene zeigt
Diese Geräte detektieren und messen elektrische Strom- und Spannungswerte, um bestimmte Werte zu berechnen, die von der Schutzlogik überwacht werden, wie den elektrischen Strom auf den beiden unterschiedlichen Seiten eines Extra-Hochspannungs- (EHV)/Hochspannungs- (HV) Transformers. Wenn ein Parameter einen festgelegten Wert (Pickup-Einstellung) überschreitet, wird die Schutzlogik gemäß einer vordefinierten Sequenz von Schritten oder einem programmierten Steueralgorithmus handeln. Typischerweise wird bei Auftreten eines Problems ein Abschaltbefehl an den entsprechenden Schaltkreis gesendet, um eine Leitung oder einen Bus zu isolieren.
