Typowe usterki i sposoby ich usuwania w systemach automatyzacji stacji

1. Strukturalna klasyfikacja systemów automatyzacji stacji elektrycznych
1.1 Rozproszona struktura systemu

Rozproszona struktura systemu to techniczna architektura, która realizuje zbieranie danych i kontrolę poprzez współpracę wielu rozproszonych urządzeń i jednostek sterujących. Ten system składa się z wielu modułów funkcjonalnych, w tym jednostek monitorujących i przechowujących dane. Te moduły są połączone przez niezawodną sieć komunikacyjną i realizują operacje automatyzacji stacji elektrycznej zgodnie z przesłaną logiką i strategiami kontroli.

W rozproszonej strukturze każda jednostka ma niezależne możliwości przetwarzania i podejmowania decyzji, co umożliwia automatyczną kontrolę i diagnozę awarii w lokalnym obszarze.

Ponadto, te jednostki mogą w czasie rzeczywistym wysyłać dane do centralnego systemu sterowania, a stacja może być zarządzana centralnie za pomocą platformy zdalnego monitorowania. W porównaniu z tradycyjnymi systemami sterowania centralnego, rozproszone systemy mają większą elastyczność i redundantność, co skutecznie eliminuje wpływ pojedynczych punktów awaryjnych i zwiększa stabilność i niezawodność systemu. Rozproszona struktura systemu może wspierać bardziej złożone funkcje automatyzacji, umożliwiając stacjom reagowanie elastycznie w obliczu złożonych środowisk sieci energetycznych i zapewniając bezpieczeństwo i stabilność dostaw energii.

1.2 Centralna struktura systemu

Centralna struktura systemu opiera się na centralnej jednostce sterującej jako rdzeniu i zarządza oraz koordynuje pracę różnych urządzeń w stacji elektrycznej poprzez centralne przetwarzanie danych i funkcje sterowania. Ta struktura składa się z centralnego systemu sterowania i inteligentnych urządzeń elektronicznych. Centralny system sterowania jest odpowiedzialny za odbiór i przetwarzanie danych z różnych urządzeń, a także wydawanie poleceń zgodnie ze strategiami sterowania, aby osiągnąć zjednoczoną kontrolę i zarządzanie różnymi urządzeniami stacji elektrycznej.

W systemie centralnym wszystkie funkcje monitorowania i sterowania są skoncentrowane w centralnej jednostce sterującej, a różne urządzenia w stacji elektrycznej są połączone przez wysokoszybką sieć komunikacyjną. Mimo że ta struktura ma wysoką jednolitość i wygodę w zarządzaniu i konserwacji systemu, ponieważ wszystkie procesy sterowania i podejmowania decyzji zależą od jednego centralnego systemu sterującego, awaria centralnego systemu może prowadzić do utraty kontroli lub przerwania działania całej stacji elektrycznej, co wpływa na bezpieczeństwo i niezawodność systemu energetycznego.

1.3 Hierarchiczna struktura systemu

Hierarchiczna struktura systemu to architektura, która dzieli funkcje systemu na wiele warstw, z każdą warstwą niezależnie odpowiadającą za określone zadania. Ta struktura zwykle obejmuje cztery główne poziomy: warstwę terenową, warstwę sterującą, warstwę monitorującą i warstwę zarządzającą. Wymiana danych i koordynacja sterowania między warstwami odbywa się przez wysokoszybką sieć komunikacyjną.Warstwa terenowa znajduje się na dole systemu i składa się głównie z inteligentnych urządzeń i urządzeń ochrony przekaźnikowej w stacji elektrycznej. Warstwa terenowa jest odpowiedzialna za podstawowe operacje, takie jak zbieranie parametrów elektrycznych, monitorowanie stanu urządzeń i wykonanie lokalnej kontroli automatycznej.

Warstwa sterująca znajduje się między warstwą terenową a warstwą monitorującą i składa się głównie z jednostek terminali zdalnych i sterowników logicznych programowalnych. Warstwa sterująca jest odpowiedzialna za uzyskanie danych z warstwy terenowej i sterowanie urządzeniami terenowymi zgodnie z logiką sterowania i strategiami operacyjnymi, co pozwala na zautomatyzowane planowanie urządzeń w stacji elektrycznej.Warstwa monitorująca znajduje się w górnej części środkowej systemu i zwykle składa się z systemu nadzoru i gromadzenia danych (SCADA). Warstwa monitorująca jest odpowiedzialna za centralne przetwarzanie i przechowywanie danych z warstwy sterującej i warstwy terenowej, monitorowanie w czasie rzeczywistym stanu pracy stacji elektrycznej oraz zapewnianie funkcji, takich jak alarmy i zarządzanie sprzętem.

Warstwa zarządzająca znajduje się na szczycie systemu i jest głównie odpowiedzialna za kompleksowe zarządzanie i wsparcie w podejmowaniu decyzji dla stacji elektrycznej. Warstwa zarządzająca zapewnia funkcje, takie jak ogólny nadzór i zarządzanie konserwacją systemu energetycznego, aby zapewnić skoordynowane działanie stacji elektrycznej w całym systemie elektroenergetycznym.

2. Typowe awarie w systemach automatyzacji stacji elektrycznych
2.1 Awarie sieci komunikacyjnej

Sieć komunikacyjna systemu automatyzacji stacji elektrycznych odgrywa kluczową rolę w nowoczesnych systemach energetycznych, odpowiadając za realizację transmisji danych w czasie rzeczywistym i wymiany informacji między różnymi urządzeniami. Jednak awarie sieci komunikacyjnej mogą poważnie wpływać na automatyczne sterowanie i zdalne monitorowanie stacji elektrycznych, prowadząc do niestabilnej pracy systemu energetycznego.

Urządzenia komunikacyjne mogą ulec awarii z powodu starzenia się lub problemów jakościowych. Uszkodzenie sprzętowe przełączników lub routerów może uniemożliwić normalne przesyłanie danych, a rozłączenie linii transmisyjnych może prowadzić do przerwania komunikacji. Problemy z zasilaniem są również istotnym źródłem awarii sprzętowych. Niestabilne zasilanie może uniemożliwić prawidłowe działanie urządzeń komunikacyjnych.

W sieci komunikacyjnej stacji elektrycznych, zakłócenia elektromagnetyczne generowane podczas pracy urządzeń mogą wpływać na jakość sygnałów komunikacyjnych, szczególnie dla sygnałów niskoczęstotliwościowych lub komunikacji bezprzewodowej. Silne pola elektryczne i magnetyczne generowane przez urządzenia wysokiego napięcia w systemie energetycznym mogą również prowadzić do tłumienia lub zniekształcania sygnałów, co wpływa na niezawodność transmisji danych. Tłumienie sygnału w liniach transmisyjnych długodystansowych jest również powszechnym problemem, zwłaszcza przy użyciu kablowej komunikacji. Sygnał stopniowo słabnie podczas transmisji, co może uniemożliwić dokładne odbiór danych przez odbiorcę.

2.2 Awarie systemu pobierania danych

Pobieranie danych w systemie automatyzacji stacji elektrycznej jest podstawą realizacji zdalnego monitorowania i zarządzania dyspozycją. System pobierania danych jest odpowiedzialny za uzyskanie danych w czasie rzeczywistym z różnych urządzeń w stacji elektrycznej i przesyłanie ich do centralnego systemu sterowania lub systemu SCADA. Jeśli system pobierania danych ulegnie awarii, może to wpłynąć na normalne działanie stacji elektrycznej i nawet zagrozić bezpieczeństwu systemu energetycznego.

System pobierania danych polega na dużych ilościach urządzeń sprzętowych. Jeśli te urządzenia ulegną awarii, pobieranie danych nie będzie mogło przebiegać normalnie. Uszkodzenie lub starzenie się czujników może prowadzić do nieprecyzyjnego pomiaru kluczowych parametrów, takich jak prąd lub temperatura. Awaria zasilania jednostek terminali zdalnych (RTU) lub inteligentnych urządzeń elektronicznych (IED) może uniemożliwić uruchomienie urządzeń lub spowodować, że przestaną działać, co wpłynie na transmisję i pobieranie danych.

Pobieranie danych zależy od stabilnej sieci komunikacyjnej do przesyłania danych z urządzeń terenowych do centralnego systemu sterowania. Jeśli sieć komunikacyjna ulegnie awarii, takiej jak utrata sygnału lub opóźnienie transmisji danych, to doprowadzi do awarii systemu pobierania danych. Problemy, takie jak uszkodzone linie komunikacyjne, uszkodzone urządzenia sieciowe przełączające lub niekompatybilność protokołów, bezpośrednio wpłyną na niezawodność i aktualność transmisji danych.

Jeśli urządzenia w systemie pobierania danych nie są prawidłowo skonfigurowane lub kalibrowane, zebrane dane mogą być niepoprawne lub utracone. Jeśli urządzenia nie są skonfigurowane z parametrami zgodnie z specyfikacjami podczas instalacji lub nie są regularnie kalibrowane, łatwo może dojść do błędów w pobieraniu danych. Prawidłowe działanie systemu pobierania danych zależy od wsparcia odpowiedniej platformy oprogramowania lub programu. Jeśli w oprogramowaniu występują luki lub brak zgodności wersji, pobieranie danych może nie być wykonywane prawidłowo.

2.3 Awarie fałszywych alarmów

W codziennym działaniu systemu automatyzacji stacji elektrycznej można monitorować stan sprzętu energetycznego w czasie rzeczywistym i emitować sygnały alarmowe, aby można było podjąć odpowiednie działania w odpowiednim czasie. Jednak fałszywe alarmy są jednym z typowych rodzajów awarii w systemach automatyzacji. Fałszywe alarmy mogą nie tylko wpływać na normalne działanie personelu, ale również prowadzić do marnowania zasobów i niepotrzebnych zakłóceń. W ciężkich przypadkach mogą nawet prowadzić do niewłaściwych reakcji awaryjnych.

Funkcja alarmu w systemie automatyzacji stacji elektrycznej zwykle opiera się na ustawionych progach. Jeśli te progi są ustawione zbyt wrażliwie lub nie odpowiadają rzeczywistym warunkom pracy, mogą występować częste fałszywe alarmy. Duże fluktuacje napięcia lub chwilowe zmiany w sprzęcie w określonych warunkach pracy mogą być mylone z awarią, prowadząc do wyzwalania alarmów. Dlatego odpowiednie ustawienie progów jest kluczowe do uniknięcia fałszywych alarmów.

Błędy operacyjne operatorów są również powszechnym źródłem fałszywych alarmów. Podczas konfiguracji systemu lub kalibracji sprzętu błędy operatorów mogą prowadzić do nierozsądnych warunków alarmowych lub wyzwalania fałszywych alarmów. Jeśli operatorzy nie konfigurują systemu zgodnie z standardowymi procedurami operacyjnymi lub nie kalibrują ponownie parametry alarmowe po wymianie sprzętu, stan sprzętu może nie odpowiadać warunkom alarmowym, prowadząc do fałszywych alarmów.

3. Środki zaradcze wobec typowych awarii w systemach automatyzacji stacji elektrycznych
3.1 Poprawa systemu zarządzania sprzętem sprzętowym

Stworzenie solidnego systemu zarządzania sprzętem jest warunkiem wstępem do zapobiegania awariom sprzętowym. Stacje elektryczne powinny opracować szczegółowe specyfikacje zarządcze dla całego cyklu życia sprzętu, w tym zakupu i konserwacji, aby zapewnić, że każdy element sprzętu podlega ścisłemu kontroli jakości i akceptacji przed instalacją i spełnia wymagania techniczne podczas użytkowania. Ponadto, dla różnych rodzajów sprzętu powinny być ustalone specjalne cykle konserwacji i standardy kontroli, z regularnymi inspekcjami i aktualizacjami, aby przedłużyć żywotność sprzętu i zmniejszyć awarie spowodowane starzeniem się lub uszkodzeniem sprzętu. 

Następnie, stacje elektryczne powinny wzmocnić monitorowanie i rejestrowanie sprzętu podczas jego działania. Poprzez monitorowanie w czasie rzeczywistym sprzętu, można w porę wykryć potencjalne zagrożenia awaryjne. Używając systemu online, można ciągle monitorować stan pracy i kluczowe parametry, takie jak prąd, sprzętu automatyzacji stacji elektrycznej, i przesyłać dane do centralnego systemu monitorowania. Na tej podstawie należy regularnie przeprowadzać diagnostykę awarii, rejestrować szczegółowe dane dotyczące pracy sprzętu, tworzyć archiwa historyczne, aby przeprowadzać prognozy i analizy awarii, efektywnie identyfikować nietypowe zmiany w sprzęcie i podejmować środki zapobiegawcze, aby zapobiec awariom.

3.2 Regularne prace konserwacyjne i serwisowe
Regularne prace konserwacyjne powinny obejmować konserwację systemu oprogramowania systemu automatyzacji. Główną częścią systemu automatyzacji jest system monitorowania komputerowego i oprogramowanie sterujące. Stabilność ich działania bezpośrednio wpływa na poziom automatyzacji i zdolność do diagnostyki awarii stacji elektrycznej. Regularna konserwacja systemu oprogramowania, w tym aktualizacja i optymalizacja systemu operacyjnego i algorytmów sterowania, zapewnia, że oprogramowanie nie doświadczy "awarii" lub "zawieszenia" podczas obsługi złożonych operacji.Regularne prace kopii zapasowych są również kluczowe, ponieważ mogą zapobiegać przerwom w działaniu systemu z powodu uszkodzenia programu lub utraty danych. Dlatego regularne kopie zapasowe systemu i ćwiczenia odzyskiwania danych są częścią prac konserwacyjnych.

3.3 Wdrożenie metody eliminacji

Wdrożenie metody eliminacji wymaga jasnego zdefiniowania objawów awarii i dokonania szczegółowych zapisów. Operatorzy powinni szybko identyfikować objawy awarii na podstawie alarmów systemu i wydajności sprzętu, a także zrozumieć podstawowe okoliczności awarii. Jeśli system doświadcza utraty danych lub opóźnienia transmisji, operatorzy powinni najpierw sprawdzić łącza komunikacyjne wszystkich części systemu, aby upewnić się, że kanał transmisji danych nie jest przerwany. Dzięki uważnej obserwacji można wykluczyć niektóre oczywiste przyczyny awarii, co zapewnia, że kolejne poszukiwania przyczyn awarii są bardziej celowe.

Wdrażanie metody eliminacji wymaga postępowania według określonych kroków. Weźmy na przykład awarie systemu pobierania danych w systemie automatyzacji stacji elektrycznej. Najpierw należy sprawdzić same urządzenia pobierające, takie jak czujniki i transformatory, aby potwierdzić stan ich działania. Jeśli urządzenia pobierające są w porządku, należy dalej sprawdzić połączenia komunikacyjne i protokoły transmisji danych między urządzeniami. Jeśli sprzęt komunikacyjny i połączenia sieciowe są normalne, należy sprawdzić, czy ustawienia oprogramowania systemu automatyzacji są poprawne, oraz czy występują nieprawidłowe konfiguracje lub błędy programowe. Ostatecznie, poprzez etapową eliminację, ostatecznie określa się źródło awarii. Ta metoda efektywnie zawęża zakres poszukiwania przyczyn awarii, unikając ślepych inspekcji i marnowania zasobów.

4. Podsumowanie

Podsumowując, system automatyzacji stacji elektrycznych obejmuje wiele urządzeń i technologii, z szerokim spektrum awarii systemowych, które są skomplikowane w lokalizacji i obsłudze. W trakcie działania systemu automatyzacji stacji elektrycznych niektóre urządzenia mogą ulec awarii z powodu czynników, takich jak starzenie się i zmiany środowiska zewnętrznego. Jeśli te awarie nie zostaną w porę rozwiązane, mogą prowadzić do uszkodzenia sprzętu i obniżenia efektywności działania systemu, co zwiększa koszty konserwacji i napraw. Dlatego potrzebne są środki, takie jak poprawa systemu zarządzania sprzętem, regularne prace konserwacyjne i wdrożenie metody eliminacji, aby poprawić zdolność wykrywania i zapobiegania awariom.