terminali zastite pred 14x

8/17/2019 Terminali Zastite Pred 14x

1/18

12.Terminali zaštite i upravljanja u distributivnim mrežama

Distributivni sistemi su imali potrebu za vrlo malim upravljanjem u realnomvremenu iz razloga što dominiraju radijalne mreže koje su projektovane da rade

unutar naponskih granica i predviđenog opterećenja. Općenito, mreže su zaštićene saprekidačem na odvodu u transformatorskoj stanici (TS) i skupom zaštitnih uređajaduž odvoda. Sve manipulacije duž odvoda su ručne i uglavnom su spore. Međutim,deregulacijom elektroenergetskog sistema ima se otvoren sistem sa aspekta pristupa.U mnogim državama izvršena je privatizacija pojedinih segmenata sistema tako da jei distribucija privatizovana. Jedan od ciljeva vlasnika je da isporučujuje korisnicimaelektričnu energiju zahtijevanog kvaliteta i u kontinuitetu bez plaćanja kazni, toneminovno dovodi do automatizacije u distribuciji. Kako je tema ovog rada oterminalima zaštite i upravljanja, dva bitna segmenta automatizacije u distribuciji toće se u daljem dijelu rada obraditi osnovni elementi sistema automatizacije gdjesvakako bitno mjesto zauzima nadzorni nivo upravljanja, moguće sheme odnosno

tipovi sistema automatike, upravljanja, komunikacije i zaštita.

12.1 Sistem automatizacije elektroenergetskog sistema

Ovdje će se prezentirati osnovne komponente sistema automatizacijeelektroenergetskog sistema (EES). Razvojem mikro, odnosno nanoelektronikeomogućen je progresivan razvoj računarske i komunikacione tehnologije. Omogućeno

je brže prikupljanje, obrada, prenos i prezentacija podataka kako na lokalnom tako ina udaljenom mjestu. Sve naprijed navedeno ima značaja i na EES, a naprednetehnologije našle su primjenu u automatizaciji u EES-u. Termin automatizacije imaširoko značenje, a jedno od osnovnih je odvijanje procesa bez direktnog uplivačovjeka. U distribuciji to bi bilo otvori/zatvori neki rastavni element postrojenja iliizvršiti niz nekih aktivnosti po nekom algoritmu bez direktne aktivnosti čovjeka.Na slici 12.1 predstavljeni su segmenti EES-a sa aspekta automatizacije.

Slika 12.1 Blok dijagram automatizacije EES-a

Kao što se vidi automatizacija uključuje sve segmente sekundarnih krugova, a to su:zaštita, upravljanje, mjerenja, nadzor i komunikacije. Automatizacija distributivne

mreže u širem smislu uključuje niz funkcija, od jednostavnog daljinjskog upravljanjarastavnim elementom do primjene logičke automatike i softverski podržanih alata.


2/18

Treba podsjetiti da se kod razmatranja realizacije selektivnosti zaštita pojavljuje ilogička selektivnost. Ona ima veliku primjenu u zaštiti prenosnih vodova, a saautomatizacijom distribucije ista se i tu intenzivno primjenjuje. Mogućnostiautomatizacije praktično su beskrajne, a cijena implementacije je direktno povezanasa implementiranim funkcijama. Da bi se implementirala automatizacija mora se

razmotriti i razriješiti niz bitnih faktora. Kao prvo, to je cijena izvodljivostidodavanja automatike postojećim uređajima, nasuprot zamjene postojećih uređaja saviše „automatski prihvatljivom“ opremom. Drugo, tip upravljačke infrastrukture inivo automatike koja se želi ( centralni ili distribuirani sistem, promatra se sistem ucjelini ili lokalno). Na kraju što se dobiva implementiranjem automatike udistribuciji? Koristi su višestruke od instaliranja brzog sistema čime se poboljšavapouzdanost, efikasnije se obavljaju radne funkcije distributivnog sistema ili

jednostavno se produžuje životna dob elemenata sistema. Automatizacija omogućujebrzo lociranje kvara, automatsku izolaciju sekcije kvara, reduciranje puta grupe zaodržavanje, reduciranje gubitkaka kao i dinamičko upravljanje naponskim prilikama.Kontinuirani nadzor u realnom vremenu elemenata sistema takođe omogućuje da se

primjene pozitivna iskustva iz prakse kako bi se optimalno planiralo i reduciralinegativni efekti po korisnika.

12.2 Osnovi SCADA

SCADA sistem predstavlja skraćenicu dobijenu od engleskog izraza SupervizoryControl And Data Acquisition System, što u prijevodu znači Sistem za nadzor,upravljanje i prikupljanje podataka. Kao što se može naslutiti iz samog naziva,funkcija ovog sistema nije isključivo upravljanje; naprotiv, može se reći da se ovajsistem od svih navedenih funkcija najviše fokusira na nadzor. Dakako, ovo je sve

uslovno reč

eno, jer niti jedna od navedenih funkcija ovog sistema ne može opstati kaosamostalna, a kompletna funkcija zavisi od konkretne namjene sistema. Ipak, najčešćese SCADA sistem može posmatrati kao jedan hardversko-softverski paket postavljeniznad drugih upravljačkih podsistema sa kojima je u interakciji. Ova se interakcijasastoji u pribavljanju podataka iz procesa (Data Acquisition), njihovom predstavljanjuu najpogodnijem obliku za operatora (Supervizory), te na slanju prema procesukomandi dobijenih prema nekom upravljačkom algoritmu ili kao posljedica nekeakcije od strane operatora (Control). Ovo su naravno samo osnovne funkcije, dovoljneda se shvati samo srž sistema, ali nipošto nisu i jedine.Distributivne mreže u elektroenergetskom sistemu zahtijevaju relativno malukontrolu u realnom vremenu, jer radijalne mreže koje preovladavaju projektovane su

za rad unutar određenih naponskih granica i predviđenih opterećenja. Mreže suopremljene sa linijskim prekidačem u transformatorskoj stanici (TS) na koji djelujuuređaji zaštite odvoda. Uključivanja ili isključivanja van TS uglavnom se obavljajuručno, od osoblja koje se pošalje da locira kvar, izoluje , popravi i ponovo uključiodvod na napon. Iznos izgubljene energije poredeći sa jakim prenosnim vodovimanije razlog da se opravda investiranje u upravljački sistem. Prvi SCADA sistemiinstalirani su u veće distributivne TS. Međutim, deregulacijom tržišta postavlja sezahtjev da se skrati vrijeme van pogona. Uvezivanjem SCADA sistema sadistributivnim sistemom upravljanja (DSU) dodaje se distributivnoj mreži veći nivoupravljanja. Ovo tim više, jer su manji energetski izvori dodati distributivnimresursima. Vrlo bitan aspekt je hijerhija upravljanja koja omogućuje da se mrežom

upravlja iz jedne tačke, upravljačkog centra, ili da se ima više distribuiranihupravljačkih jedinica koje izvršavaju tačno definisane zadaće. Ovaj proces se takođe


3/18

naziva SCADA, to jest ima se daljinjsko prenošenje komande prema primarnimuređajima, kao što su generator, prekidač, transformator. Inteligentni elektronskiuređaji (IED) djeluju kao interfejs prema primarnim uređajima. Veličinasofisticiranosti IED zavisi od relativne veličine lokalnog postrojenja kao i nivoa uhijerarhiji. Vlasnici jednostavnog distributivnog sistema sa mrežom ispod 35kV teže

koristiti SCADA sistem za upravljanje kompletnim sistemom. Na slici 12.2 prikazanisu nivoi komunikacija unutar EES-a. Dakle, imaju se: nivo mreže, TS, ćelije i polja iliprocesa.

Slika 12.2 Nivoi komunikacija u EES-u

Procesni nivo se sastoji od uređaja koji obezbijeđuju informacije na nivou ćelije, to jest mjerni transformatori, senzori temperature, pomoćni kontakti prekidača itd.Dakle, sa aspekta aplikacije to su napon, struja, temperatura, status prekidača i slično.

Na nivou ćelije izršava se komanda uključi/isključi prekidač. Nivo ćelije sa aspektaaplikacije ima zaštitu, upravljanje, mjerenje i nadzor. Ovo može biti distribuirano u

više uređ jaja ili u jednom. Nivo stanice sastoji se opciono od stanične SCADA imogućeg interfejsa ili komunikacionog procesora. Važnost stanične SCADA je dazavisi od specifične aplikacije. Tako za distributivne TS to je samo komunikacioniinterfejs prema mrežnom nivou odnosno glavnoj SCADA. Nivo mreže može sesastojati od centralne SCADA na koju je svaka TS spojena, kao i LAN,WAN iliinternet. Današnji SCADA sistemi konfigurisani su sa slijedećim osnovnimfunkcijama: prikupljanje podataka, nadzor i procesiranje događaja, upravljanje,analiza i arhiviranje podataka, izvršavanje specifične zadaće, izvještavanje.

12.3 Tipovi arhitektura automatizacije u EES-u

Danas se koriste četiti tipa arhitektura sistema automatike. Jedna od najnaprednijihformi sistema automatizacije koja se danas koristi, a vjerovatno će se i u budućnostikoristiti u distributivnim stanicama je tip 1 sistema dat slikom 12.3 .

Sistem se sastoji od jednog IED (Inteligent Electronic Device) koji opslužuje sveaplikacije sistema automatizacije kao zaštita, lokalno upravljanje, mjerenja i nadzor.

Prednosti sistema tip 1 su:

- Pojednostavljeni su krugovi i ožičenje, I/O su usmjereni prema jednomuređaju, fizički prostor manji po prekidačkom uređaju .

- Integrirana zaštita i funkcije upravljanja u jednom uređaju, što činiprogramiranje i konfigurisanje sistema lakšim.

- Samotestirnje i nadzor pokrivaju sve aplikacije.


4/18

- Manje opterećenje u komunikacionoj mreži. U slučaju komunikacionihproblema, lakše lociranje kvara, kao i lakše konfigurisanje mreže.

Slika 12.3 Izgled sistema tip 1

Nedostatci sistema tip 1 su:

- Sva prikupljanja podataka, nadzor i upravljanje su zavisni od ispravnosti jednog uređaja.

- Različite aplikacije u jednom uređaju mogu usporiti izvršavanje funkcijazaštite.

Sistem tipa 2 prikazan je na slici 12.4. Ovaj sistem se razlikuje od tipa 1 u tome da suaplikacije zaštita i upravljanje odvojeni. Izvjesne bitne informacije kao napimjer

Slika 12.4 Konfiguracija sistema tip 2

funkcije blokade unutar jedne ćelije se komunikaciono izmjenjuju. Pored prednostiodvajanjem zaštite i upravljanja imaju se određeni nedostaci, a poredeći sa sistemom


5/18

tip 1 ogledaju se u složenijem ožičenju, većim zahtjevima na komunikacije,složenijem konfigurisanju i programiranj.


Na slici 12.5 prikazan je sistem tipa 3 i vidi se da se ima inteligentni relej koji prekokomunikacionog procesora na nivou TS komunicira sa SCADA masterom. Sličan jetipu 1. Sistem tipa 4 prikazan je na slici 12.6. Sličan je sistemu tipa 2, ali kontrolerćelije i zaštitni relej ne komuniciraju direktno sa staničnom SCADA ili većem nivou


komunikacione mreže. Relej je više tradicionalan, odnosno orjentisan samo zaštitnimfunkcijama bez upravljačkih aplikacija, ali sa sposobnosti da komunicira sa ćelijskimRTU-om ili PLC-om gdje se izvršava lokalno upravljanje . U EES-u tradicionalniSCADA sistemi većinu podataka prikupljaju od transformatorskih stanica. Ovo sepostiže instaliranjem RTU (Remote Terminal Unit) jedinice koja je spojena sazaštitom, pomoćnim relejima i komunikacionim interfejsom povezana sa nadzornimnivoom (tip 4). Ovaj pristup je skup i ograničen, ne koristi sve komunikacionemogućnosti savremenih releja. Automatika transformatorske stanice (SA – substationautomation) daje koncept da se iskoriste prednosti konfiguracionih tehnologija,implementirajući višeslojnu hijerarhiju upravljanja unutar (TS). Logično se imaju dvanivoa. Donji, odnosno nivo odvoda i gornji ili nivo stanice. Korisnik sistema uvezuje

različ

ite uređ

aje preko odgovarajuć

ih komunikacionih sabirnica. Jedan nač

in je formastabla. Zaštita i svi uređaji jednog odvoda su kao jedna cjelina i odvojeni su od


6/18

drugog odvoda. Za sve zaštite se koristi dvostruka sabirnička arhitektura. Ovo jepogodovalo ranijim pristupima iz razloga što je zaštita odražavala filozofijuprethodnih rješenja. Tehnološki aspekti uslovili su da je glavna vodilja SA usmjerenau integraciji distribuiranih procesnih sposobnosti mnogih IED, te su se u realizacijipojavili sistemi kao što slijedi:

- RTU-bazirani dizajn. Ovi sistemi su se razvili od konvencionalnihSCADA. RTU je prilagođen da obezbijedi komunikacioni interejs i koristidistribuirane procesne sposobnosti IED. Pojedinim RTU-ovima su dodateograničene funkcionalnosti PLC-a i LAN protokoli kao LON ili DNP3.0Glavni nedostatak ovog dizajna je nemogućnost pristupa instrukcijamaIED-a koji se pojavljuje kao virtualni uređaj u centralnoj kontrolnoj sobi.

- Vlastiti dizajn. Imaju se funkcionalni, modularni i distribuirani sistemiisporučeni od jednog proizvođača koji koristi vlastitu arhitekturu iprotokole. Sistemi nisu otvoreni, jer su protokoli specifični za HMI i IED.Proširivanje u TS uslovljeno je uređajima jednog proizvođača.

-

UNIX/PLC dizajn. Ovi sistemi koriste RISC radne stanice pod UNIXoperativnim sistemom integrirane sa PLC-ovima da se reailziraju vrlo brzamultitasking rješenja. Kao rezultat ovog razmišljanja je da se ima znatnoveća cijena sistema u odnosu na druge platforme.

- PC/PLC dizajn. Projekat ovih sistema bazira se na podmreži LAN sa PC –em obezbijeđujući HMI i integraciju podataka TS. PLC podržavajuprogramsku logiku koja zamijenjuje indikaciju, releje blokade, vremenskereleje. Kako je LAN protokol uglavnom određen izborom PLC-a, tokomunikacija PC-a sa zaštitnim uređajima zahtijeva specijalni adapter iliinterfejsni modul.

- Dizajn crne kutije. Ovi sistemi su integrisali odabrane funkcije SA u jednu

računarsku osnovu. Centralizovanje funkcija logike, signalizacije, kao inekih zaštita je glavni nedostatak ovog sistema.

12.4 Podsistem lokalne automatizacije

Vrlo česta arhitektura koja se danas koristi jeste da su uređaji zaštite poodvodima neovisni. Takođe, u slučaju kvara u mreži i zaštita i upravljačka jedinicadjeluju neovisno u izolaciji kvara. Zaštitni releji i upravljačke jedinice imaju istukomunikacionu sabirnicu i djeluju kao jedinice za prenos podataka prema lokalnomili daljinjskom sistemu, zamjenjujući konvencionalni RTU. Zaštitni uređaji,

upravljačke jedinice kao i alarmne jedinice obezbijeđuju djelovanje sistema sa:

- vremenskim zapisom događaja,- mjerenjem električnih veličina (direktno ili izvedeno)- statusom prekidača i rastavljača,- alarmnim podacima,- stanjem digitalnih ulaza,- brojačima operacija,- zapisom događaja,- podešavanjem uređaja i parametrskih podataka.

Lokalni ili telekontrolni (SCADA) sistem može poslati prema jedinicama:- upravljačke komande,


7/18

- podešenja uređaja, parametarske podatke,- poruku vremena sinhronizacije.

Koristeći komunikacionu sabirnicu obezbijeđeno je nekoliko tehničkih i ekonomskihprednosti u odnosu na konvencionalno signalno kabliranje. Potreba za kabliranjem je

razumljivo manja kada se već

ina traženih informacija može prenijeti prekokomunikacione sabirnice (bus-a). Broj pomoćnih releja, odnosno kontakata prekokojih se proslijeđuje informacija u TS je reduciran. Zaštitni releji mogu se koristiti iza nadzor sekundarnih krugova, kao i isključnih krugova. Ima se nadzor nadprenosom poruka tako da se prekid ili kvar u komunikaciji trenutno detektuje.Sistemi su jednostavniji za proširiti, jer se nove jedinice lako uključuju zahvaljujućikomunikacionim principima. Svaki uređaj obezbijeđuje vrijeme poruke i događaja(startovanje, isključenje, aktiviranje itd.) preko bus-a. Događaji su sortirani povremenu i prenešeni u nadzorni sistem. Podaci uključuju: vrijednosti o maksimalnojstruji kvara, razlozi za startanje ili isključenje kao i brojače kvara. Podešavanjeuređaja i parametarski podaci mogu takođe biti prenešeni preko upravljačkih

jedinica, kao i komande od kontrolnog sistema prema prekidačkim uređajima na istinačin. Zaštitni uređaji i upravljačke jedinice memorišu mnogo podataka i u slučajukvara obezbijeđuju informacije neophodne za analizu kvara. Svaki uređaj u sistemuima sopstveni interni sat koji je sinhronizovan sa sistemskim satom sa milisekundnomtačnošću.

Slika 12.7 Jedan primjer lokalne automatike u transformatorskoj stanici

Nadzorni nivo TS ili sistem upravljanja izvršava centralizovane funkcije TS kojeimaju isti koncept i tehnologiju kao SCADA sistem. Jedan takav sistem je prikazanna slici 12.7 . Funkcije koje se izvršavaju na nivou TS su:

- jednopolna shema TS sa položajem prekidačkih uređaja,- prezentacija mjernih veličina,- upravljanje,- izvještavanje,- alarmi,- sinhronizacija,- podešenje releja,-

procesiranje mjernih veličina, trendovi, snage itd,- monitoring primarnih uređaja,


8/18

- blokadne funkcije,- automatsko isključenje i uključenje opterećenja,- regulacije napona, reaktivne snage.

Moguće je integrisati slične funkcije u jedan uređaj. Tako jedan uređaj zaštite

integriše sve funkcije zaštite potrebne za odvod. Može sadržavati i upravljanje,mjerenja, zapis događaja, kao i određena računanja. Broj ulaza i izlaza u zaštiti sepovećava tako da se na centralnoj stanici mogu dobiti sve informacije putem zaštitnoguređaja o stanju ulaza, odnosno izlaza.

Ovdje se mora naglasiti da je aspekt zaštite specifičan iz razloga što ista mora bitibrza, sigurna i pouzdana. Tradicionalno zaštita je u funkcionalnom smislu bilanezavisna na nivou ćelije. Početkom 1990. bilo je preporuka da se zaštita ima nanivou mreže. Ovo je bilo uglavnom od inženjera zaštite međutim nivo mreže nijemogao zadovoljiti stroga pravila zaštite ,tako da je ovaj pokušaj napušten. Danaskomunikacije svakim danom su brže, sigurnije, pouzdanije i svakim danom imaju

sve već

i kapacitet prenosa, te se povremeno javljaju ideje zaštite na nivou mreže.Kako digitalna tehnologija integriše više funkcija zaštite u jedan uređaj to se javljajuuređaji koji integrišu zaštitne funkcije zajedno sa upravljačkim, mjerenjima,nadzorom i komunikacijama. Ovo sve ukazuje da zaštitu treba promatrati kaofunkcije, a ne kao uređaj.

12.5 Upravljačka jedinica

Sa automatizacijom sistema upravljanje se pomjera na nivo ćelije. Lokalnoupravljanje se izvršava na nižem komunikacionom nivou (nivo ćelija-proces), a

daljinjsko upravljanje je zavisno od višeg komunikacionog nivoa. Informacijepotrebne iz polja su uglavnom ograničene na status prekidačkih uređaja(otvoren/zatvoren tip digitalnih ulaza). Ovo se realizira ožičenjem pomoćnihkontakata prekidačkih uređaja sa ulazima upravljačkog uređaja.

RTU je razvijen sa ciljem da djeluje kao interfejs i komunikaciona jedinica izmeđuuređaja u polju i SCADA master jedinice. Prve RTU jedinice su uvedeneprevashodno u prenosne TS prikupljajući veliki broj digitalnih i analognih podataka.Vrlo malo informacija se konvertovalo od davača do SCADA mastera. Namjena jebila prevashodno da se poboljšaju komunikacione sposobnosti sistema. RTUprimjenjen na nivou distribucije često se naziva i DTU , a mora biti što je moguće

niže cijene sa funkcijama prilagođenim aplikacijama na ovom nivou mreže. Osnovnosvojstvo je storiranje, odnosno procesiranje podataka i njihovo prenošenje premamasteru nezavisno od vremena uzorkovanja. Takođe je moguće u kratkom periodustorirati veliki broj podataka, a koji se mogu naknadno procesirati na različite načinešto zavisi od sofisticiranosti DTU-a. Osnovna uloga DTU-a je slijedeća:

- prikupljanje različitih tipova podataka iz energetskog sistema,- akumuliranje, pakovanje i konverzija podataka u formu pogodnu za slanje

masteru,- interpretacija i proslijeđivanje primljenih komandi od mastera,- izvršavanje specifičnih funkcija kao što je lokalno filtriranje, računanje i

procesiranje.


9/18

Mnoga svojstva RTU-a su praktično dio osnovnih funkcija SCADA koje su lociraneu RTU, čime se praktično poboljšavaju performanse sistema i daje se težištekomunikacijama. Mali DTU praktično imaju minimum digitalnih ulaza 16, digitalnihizlaza 8 koji su relejnog tipa, punjač baterija, komunikacioni port, lokalni displej iintegrirani modem. Ovakva minimalna konfiguracija podržava većinu daljinjski

kontrolisnih uređaja na nižem nivou. Uključivanjem mjerenja u DTU mora seposebna pažnja posvetiti tipu i nivou analognog ulaza. Najčešće je potrebanodgovarajući konvertor, naprimjer strujni signal (0 – 5)A AC konvertovati u ( 4-20)mA DC.

Vrlo često u literaturi se srećemo sa pojmom “napredno” upravljanje odvodom. Ovo je opšti termin za daljinsko upravljanje i automatika uređaja van TS, a uključuje sveuređaje duž distributivnog odvoda kao što su rastavljači, regulatori napona duž linije,kapacitivna kontrola kao i uređaji za daljinjsko očitanje mjerenja . Kako se oddistributivnog sistema upravljanja zahtijeva da radi u normalnim i poremećenimrežimima to je vrlo bitno da sistem radi korektno u nenormalnim uslovima kada se

od operatora zahtijeva da djeluje brzo u zavisnosti od promjena u mreži. Takođe jebitno ne izgubiti podatke za vrijeme visoke aktivnosti u mreži. Da bi se moglorealizirati automatsko upravljanje odvodom vrlo bitno je imati indikatore kvara. Što jeindikator kvara i kako djeluje u distribuciji najbolje je posmatrati sliku 12.8. Ima seSN podzemni odvod upravljan sa prekidačem A u glavnoj stanici i sedam

Slika 12.8 Princip rada indikatora kvara

podstanica gdje se imaju rastavljači odvoda, kao i rastavljači sa osiguračima prematransformatorima. Dva rastavljača su normalno otvorena (NOP). U slučaju kvara naodvodu između stanica C i D prekidač A će isključiti kompletan odvod i napajanje ćeizgubiti svi priključeni korisnici. Neki korisnici će imati napajanje aktiviranjemodgovarajuće procedure uspostavljanja alternativnog napajanja. Drugi će čekati da seuspostavi glavno napajanje. Sasvim je jasno da je najprihvatljivije rješenje uključitičim prije zdravi dio odvoda. Pitanje je kako to znati, ako se nemaju indikatori gdje jekvar. Jedna metoda je da se određeni dio mreže odvoji – rastavi, a potom uključiglavni prekidač. Ukoliko prekidač ne isključi, tada je odvojeno mjesto kvara. Ovajpostupak se može nastaviti da se spozna tačna dionica odvoda koja je u kvaru. Jasno

je da ovaj metod ima određenih nedostataka, a ogledaju se u:

- Mora se najmanje još jednom energizirati mjesto kvara što može izazvatidodatna oštećenja opreme, a i osoblje se izlaže riziku povrede.

- Od prekidača se zahtijeva da djeluje dodatno nekoliko puta, što kod

starijih uljnih prekidača može biti ograničavajući faktor, jer se isti nakonodređenog broja djelovanja moraju servisirati.


10/18

- Svi korisnici će imati prekid napajanja. Dodatno uključivanje, a potomisključivanje može izazvati kod korisnika veće probleme na opremu odprvog nestanka napajanja.

- Svaki put kada se prekidač uključi na kvar ima se adekvatno opadanjenapona u sistemu što može imati efekta na osjetljive uređaje.

Mnoge distribucije ne dozvoljavaju ovaj metod, te isti nije generalno prihvatljiv.Drugi metod je sličan naprijed navedenom , s tom razlikom kada se ima rastavljač otvoren tada se krug iza rastavljača naponski testira da se ustanovi da li ima kvar iline. Krug se uključuje samo ako ne sadrži kvar. Ovo uzima vrijeme, ali ima prednosti,

jer se ne energizira mjesto kvara. Sada se postavlja pitanje mogu li se gore navedenemetode pobojšati? Odgovor je ugradnja indikatora kvara, a definiše se kao uređaj kojise može ugraditi u pogodnoj tački distributivnog sistema da indicira da li je strujakvara protekla kroz tu lokaciju ili nije. Dakle, uređaj mora razlikovati strujunormalnog opterećenja od struje kvara odvoda i prezentirati stanje, da li je ili nijepobuđen. Najjednostavniji primjer je kada nulta komponenta struje pređe iznos od

50A i traje određeni vremenski period. Tada se ima aktiviranje odgovarajućezastavice ili LED diode čime se potvrđuje da je struja kvara protekla kroz tu lokaciju.Moguće je konstruisati indikator kvara da detektuje fazne kvarove, odnosno mjeritifazne struje pomoću strujnih transformatora (CT). Praktično mjesto lociranja CT je nakrajevima kabla, što zahtijeva značajan prostor, tako da ovo može biti skupo rješenjeza neki projekat. To je razlog da se kod kablova uglavnom koriste obuhvatnitransformatori za indikatore zemljospoja. Može se lako zaključiti da indikatori kvarau distribuciji omogućuju da se brzo uspostavi napajanje redukujući vrijeme ekipi danađe dionicu pod kvarom. Potrebno je samo predgledati stanje indikatora i lakozaključiti na kojoj dionici se ima kvar. Vidi se da je moguće ponovo uspostavitinapajanje sistema bez dodatnog energiziranja mjesta kvara. Moguća su daljnja

poboljšanja indikatora kvara. Jedno je da se mjeri struja kvara neposredno prijeisključenja, tako da se može izračunati lokacija kvara.Ovaj metod ima tri nedostatka:

- Impedansa može biti izračunata sa značajnom greškom.- Ne može se nekad tačno znati da li je kvar ispred ili iza rastavljača,- Većina nadzemnih krugova može se račvati tako da izračunavanje distance

zavisi od trenutne konfiguracije, što dovodi do pogrešnog proračuna.

Navedeni indikatori kvara iako mogu imati grešku u izračunavanju kvara moguposlužiti za orjentacija za određivanje lokacije kvara.

Indikatori kvara se mogu klasifikovati u tri kategorije:- Nezavisan uređaj, gdje se indikacija očitava lokalno od strane tehničkog

osoblja.- Komunikacioni uređaj, gdje se status indikatora kvara može daljinjski

očitati pomoću komunikacionog sistema koji je dio proširenog ilinaprednog sistema upravljanja.

- Prenosivi uređaji. Imaju se indikatori kvara na fiksnim lokacijama i ako seželi imati indikacija na manjim sekcijama mreže mogu se ugraditiprenosivi indikatori.

Neka je mreža prikazana kao na slici 12.9. i određena automatika je dodata. To znači

da su ugrađeni aktuatori na rastavljače kao i RTU u stanice B,F,H i E. Ovo ćeomogućiti daljinjsko upravljanje rastavljačima van stanice preko SCADA. Za kvar


11/18

između stanica C i D operator će biti u stanju da uspostaviti funkcionisanje odvoda,kao i kod ručnog opsluživanja sistema. Prednosti ovakvog sistema su da se operacije

Slika 12.9 Dio SN mreže sa indikatorima kvara

nad rastavnim elementima izvršavaju brže u odnosu na ručno djelovanje lokalnogoperatora. Da bi se stanje indikatora kvara prenijelo u operativni centar potrebno jeindikator kvara preko pomoćnog releja spojiti sa RTU jedinicom. U gornjem primjeru

je razmatrana radijalna mreža. U slučaju da se ima zatvorena petlja jasno je da se tadamoraju koristiti indikatori kvara koji imaju svojstvo smjera kvara. Treba takođe uočitida su indikatori kvara po funkcionalnosti slični konceptu zaštitnog releja. Glavnarazlika je da zaštitni relej djeluje na prekidač, a indikator kvara samo indicira prolazstruje kvara. Što ako se ima prolazni kvar? Nakon isključenja prekidač će ponovo bitiuključen i mreža će nastaviti normalno da radi. Analizom stanja indikatora kvaramogu se prepoznati “slaba” mjesta u mreži. Na osnovu naprijed navedenog vidi se da

indikatori kvara doprinose automatskom odvajanja dijela distributivne mreže koja je ukvaru. Slični su po funkcionalnosti zaštitnom uređaju, a sa druge strane u funkciji susistema upravljanja. Nisu zaštitni uređaj.

12.6 Zaštita

Zaštita i upravljanje mogu se promatrati kao uređaji koji se nalaze između donjegnivoa, procesa i gornjeg ili stanice. Sa nižeg nivoa informacije iz polja zaštita dobijapreko mjernih transformatora ili preko pretvarača u formi napona ili struje. Najčešćesu mjerni transformatori ožičeni sa zaštitnim uređajem direktno. Ima se i konceptinteligentnih davača tako da se informacija o naponu ili struji šalje preko

komunikacione sabirnice. Ovo ima svojih i prednosti i mana u odnosu na krutoožičenje.

Prednosti su:

- Redukcija ožičenja jer su sve informacije na fiber optičkoj komunikacijikoja je dostupna većem broju korisnika zamijenjujući višestruka ožičenja.

- Eliminacija pogrešnog ožičenja ili gubitka spoja.- Redukcija rizika ljudske greške, kao i tranzijenata koji mogu oštetiti

uređaje.- Samonadzor mjerne informacije.

Nedostatci su:


12/18

- Složeno konfigurisanje i održavanje- Veća cijena sistema i zahtijevaju se kompatibilni uređaji.- Ukoliko se ima “problem” ugrožena je pouzdanost rada zaštite.- Konstantno kašnjenje.

Da bi se komunikacije primjenile u zaštiti na iste se postavljaju zahtjevi vrlo brzogodziva (distantna i diferencijalna), kao i vrijeme sinhronizacije (distantna). Mada sekomunikacije ne primjenjuju značajnije na nivou procesa ili nižem nivou u TSočekivati je da se u budućnosti komunikacije koriste na ovom nivou sve više. Ipak, udistribuciji će i dalje biti konvencionalni način spajanja zaštite i mjernihtransformatora iz razloga niže cijene sistema i ne očekivati je komunikaciju na ovomnivou.

Viši nivo je komunikacija zaštite prema staničnoj ili centralnoj SCADA. Zaštitaizvršava funkcije nezavisno od SCADA. Informacije se šalju prema SCADA, auključuju zapise događaja, zapise signala, statusne informacije. Informacije od

SCADA prema zaštiti uključ

uju program konfigurisanja i podešenje zaštita. Uslijedećim primjerima će se prikazati sistemi zaštite i upravljanja poznatihproizvođača sa ciljem primjene u distribuciji.

12.6.1 General Electric

GE na tržištu automatizacije EES-a nudi univerzalne releje (UR) , koji u sebi sadržezaštitu, upravljanje, mjerenja, nadzor i komunikacije u jednom uređaju. GE u literaturinavodi za UR naziv relej, mada ponekad i IED. UR posjeduje lokalno i daljinjskoupravljanje. Arhitektura koja se nudi od GE je tipičan primjer konfiguracije tipa 1, a

jedan primjer konfiguracija prikazan je na slici 12.10. UR familija je izgrađena naistoj platformi sa različitim svojstvima. To je poznata činjenica da se promjenomsoftvera mijenja funkcionalnost jedne strukture.

Slika 12.10 Jedan model GE sistema zaštite i upravljanja


13/18

Uređaji posjeduju različite komunikacione protokole, tako da je prikazan i jedanprimjer sa dvostrukom sabirnicom. Na slici 12.11 prikazan je jedan primjer UR-a.Sadrži funkcije zaštite, upravljanja, mjerenja i nadzora. Iz procesa se prikupljaju 64uzorka po ciklusu. U fleksibilnu logiku koju korisnik kreira kao ulazi uključeni su:zaštita, digitalni ulazi, funkcije upravljanja, informacije od sistema dobijene

komunikacionim kanalom. Mjerenja uključuju fazore napona i struja, snage aktivnu i

Slika 12.11 Blok shema jednog UR-a

reaktivnu, kao i frekvenciju. Od funkcija nadzora tu su zapisi događaja prije i nakonkvara sa milisekundnom reolucijom, tako da se može izvršiti kvalitetna analiza.Samotestiranje takođe je uključeno. Od komunikacija ima se RS-232 port sa prednjestrane za lokalno ispitivanje i programiranje koristeći URPC program i Modbus RTU

protokol. Sa zadnje strane imaju se dva komunikaciona kanala.

12.6.2 ABB

ABB nudi uređaje arhitektura tipa 1ili 2. Releji serije REF (prikazan na slici 12.12)su razvijeni kao zaštita odvoda, a pored zaštite sadrži upravljanje, nadzor, mjerenja ikomunikacione sposobnosti. Ovi releji su prije svega razvijeni za srednjenaponsku

Slika 12.12 Relej tipa REF


14/18

distributivnu mrežu. Razlika između pojedinih releja je u broju ulaza i izlaza koji semogu programirati, odnosno prilagoditi aplikaciji. Zaštita se konfiguriše prekofunkcionalnih blokova koji se mogu konfigurisati ili deaktivirati. Kao funkcije zaštiteimaju se: usmjerena / ne usmjerena prekostrujna i zemljospojna zaštita, nad/podnaponska , nad/pod frekventna, termička zaštita, automatski ponovni uklop, funkcije

sinhronizma, uključenje transformatora ili motora.Funkcije upravljanja uključuju lokalno i daljinjsko upravljanje do 6 prekidačkihuređaja, indikacija statusa istih i funkcije blokade na staničnom nivou. Na lokalnompanelu može se prikazati konfiguracija.

Funkcije mjerenja obuhvataju četiri struje, napone, aktivnu i reaktivnu snagu,inverznu snagu, faktor snage i harmonike. Do 16 analognih i digitalnih kanala možese nadzirati sa 40 uzoraka po ciklusu.

Od komunikacija analogno kao i kod GE ima se port za programiranje, kao i dvaprotokola ABB-ov SPA-bus protokol i LON bus su podržani. IEC 870-5-103protokol je takođe podržan. REF releji su projektovani da preko LON bus-akomuniciraju sa MicroSCADA upravljačkim sistemom.

12.6.3 SEL

SEL sistem automatizacije praktično podržava arhitekturu tipa 3, gdje se poredinteligentnih releja ima i komunikacioni procesor kao što je prikazano slikom 12.13

Slika 12.13. Jedan primjer SEL sistema zaštite i upravljanja

Različiti tipovi releja se mogu koristiti za različite funkcije zaštite. SEL-351 jemultifunkcionalni relej za prenosne i distributivne aplikacije i obezbjeđuju seaplikacije zaštite, upravljanja, mjerenja i nadzora u jednom uređaju. Do 16 releja


15/18

mogu se spojiti na jedan komunikacioni procesor tipa SEL-2020 ili SEL-2030.Navedeni SEL-351 nudi slijedeće funkcije zaštite:

- Usmjerenu faznu i zemljospojnu zaštitu- Ne usmjerenu faznu i zemljospojnu zaštitu

-

Pod i nad frekventnu zaštitu- Pod i nad naponska zaštita- Provjera sinhronizma,- Automatski ponovni uklop- Inverzan smjer snage- Detekcija kvara prekidača.

Takođe sadrži mjerenja, nadzor i komunikacije.

SEL nema vlastiti SCADA softver. Daje se korisnicima mogućnost preko SEL-2030da podrži standardne protokole. Kao prednosti navedenog sistema navodi se:

-

SEL komunikacioni procesor može virtualno komunicirati sa bilo kojimrelejem,

- SEL mreža topologije zvijezda podržava širok opseg IED svojstava.Jednostavni i spori uređaji istovremeno mogu egzistirati sa brzim ikompleksnim uređajima.

- SEL zvijezda je otvorena arhitektura i prilagodljiva je raznim protokolima,brzinama prenosa i mrežnom interfejsu.

- Komunikacioni problemi se lako dijagnosticiraju i nemaju uticaja na drugereleje.

- Novi protokol se lako dodaje u komunikacioni procesor. Samo se dogradi jedan uređaj umjesto da se svi mijenjaju.

-

Resursi unutar releja mogu se bolje usmjeriti na funkcije zaštite.- Komunikacioni procesor korišten kao mrežni kontroler može djelovati kao

klijent/server, koncetrator podataka, konvertor protokola.- Vrijeme izvršenja upravljačke aktivnosti se brže realizuje od mastera

prema IED nago u bus topologiji.

12.6.4 SIEMENS

SIEMENS slijedi modularni pristup u sistemima. Sistem se naziva SINAUT LSA.Digitalni zaštitni releji su generalno usmjereni funkcijama zaštite sa dodatimograničenim komunikacionim sposobnstima. Upravljanje, nadzor, kao i funkcije

mjerenja se izvršavaju sa drugim uređajima korištenim u različitim sistemima kaostanični kontroleri, RTU i/ili kontroleri ćelije. Filozofija integrisanog upravljanja izaštite nisu istaknuti. Isti zaštitni releji se generalno koriste u različitim sistemima.Dakle, zaštitni releji posjeduju funkcije zaštite sa određenim brojem ulaza i izlaza.SINAUT LSA je praktično arhitektura tipa 4, a prezentiran je slikom 12.14. Ima se nanivou stanice upravljačka jedinica 6MB552 koja je ustvari kompaktna RTU pogodnaza male i srednje TS sa slijedećim svojstvima:

- Interfejs do sedam I/O uređaja, numeričkih releja ili upravljačke jedinicećelije.

- Logičke funkcije, blokade, mjerenja procesnih veličina i funkcije

sinhronizacije vremena su dostupne. Podržana su dva SCADA protokolaIEC 870-5-101 ili SINAUT 8FW.


16/18

Slika 12.14. Pojednostavljen prikaz sistema SINAUT LSA

Mini kompaktna RTU 6MB5530 namijenjena je za male SN rasklopne jedinice,tipično za “ring main unit”. Osnovna jedinica obezbjeđuje indikaciju 8 ulaza i 8upravljačkih izlaza. Može se proširiti lokalno ili daljinjski sa 3 slave jedinice

Ulazno/izlazna jedinica 6MB520 koristi se sa upravljač

kom jedinicom stanice ilikompaktnom RTU. Ove jedinice ostvaruju procesiranje podataka i izlaze komandi.

Treba reći da kod ovog sistema upravljanje industrijskim prosecima itransformatorskom stanicom su praktično isti i to zahvaljujući korištenju standardnihkomponenti Windows, Ethernet i Profibus. Sistem je idealan za male i srednje stanice.Kako je modularan lako se proširuje u zavisnosti od zahtjeva. Glavna prednostsistema je da se isti bazira na međunarodnim standardima čime se osigurava da se sveuklapa smanjujući trud i zaštitu investiranog. Sistem je otvoren za integraciju novitetatržišta. Konfigurisanje se odvija preko funkcionalnih blokova.

12.6.5 ALSTOM

ALSTOM nudi četiri sistema u segmentu automatizacije energetskog sistema podoznakama S10, S100, PSCN 3020 i SPACE 2000. Takođe nudi različite uređajezaštite koji se rangiraju od potpuno orjentisanih zaštiti do IED uređaja koji sadržefunkcije zaštite, upravljanja, mjerenja i nadzora. Inače, mjerenja i zapis događaja sutakođe uključeni i u zaštitne uređaje. Za ilustraciju prikazat će se PS 982 –Prekostrujna zaštita i jedinica upravljanja i nadzora ćelije; PD 932 – Distantna zaštitai jedinica upravljanja i nadzora ćelije. Oba uređaja su bazirana na istoj platforminudeći slijedeće funkcije upravljanja, mjerenja i nadzora:

- Upravljanje i nadzor do 6 rasklopnih jedinica

-

Izbor preko 200 unaprijed difinisanih tipova ćelija- Blokadne funkcije ćelije


17/18

- Lokalno upravljanje i grafički displej- Samonadzor- Vremenski zapis svih električnih vrijednosti- Programabilna logika

Podržani su slijedeć

i protokoli: Modbus, IEC 60870-5-103, ili IEC 60870-5-101.PS 982 nudi sliljedeće zaštitne funkcije:

- Prekostrujna zaštita (usmjerena)- Zemljospojna zaštita (usmjerena)- Automatski ponovni uklop- Motorna zaštita- Inverzna komponenta- Nad i pod naponska zaštita- Zaštita od uključenja na kvar- Greška prekidača

Slika 12.15 Prikaz sistema MiCOM S10

MiCOM S10 je naziv za sistem upravljanja transformatorskom stanicom baziran nazaštiti, a prikazan je na slici 12.15. Namijenjen je industrijskim i distributivnim TS salokalnim nadzorom i upravljanjem. Glavna upravljačka stanica je PC sa Windows NT

operativnim sistemom. Na nivou PC-a ima se:

- Jednopolna shema TS- Krug svakog odvoda- Alarmi- Sekvence događaja- Trendovi i istorija podataka- Zaštita- Konfiguracija sistema

Kao što se vidi ovo su standardne funkcije SCADA sistema. Treba napomenuti da

prezentirani podaci navedenih proizvođača nisu kompletni ali se može steći slika otehnološkom stanju današnjih terminala zaštite i upravljanja.


18/18

12.7 Zaključak

Na bazi prezentiranog materijala da se zaključiti slijedeće:

- Terminali zaštite i upravljanja su bitni segmenti sekundarnih krugova u

automatizaciji EES-a. Kod već

ine proizvođ

ač

a sa aplikacijom udistribuciji ovi terminali su integrisani u jednom uređaju . Podržavajustandardizirane i različite protokole komuniciranja kako bi se mogliprimijeniti u različitim konfiguracijama.

- Automatizacija u distribuciji uvodi indikatore kvara. Isti mogu bitiopremljeni sa komunikacijama tako da priključeni na lokalni RTUomogućuju da se brzo na nadzornom nivou ima informacija o lokacijikvara. Ovo redukuje vrijeme izolacije postrojenja odnosno odvoda podkvarom i uspostavljanje normalnog rada zdravog dijela odvoda. Da bi seovo moglo automatski odvijati neophodno je i rastavljačke jediniceopremiti sa odgovarajućim pogonima kako bi se mogli uključiti/isključiti

daljinjski.- U svijetu postoji više proizvođača sistema zaštite i upravljanja u EES-u,odnosno distribuciji. Korištenjem standardnih protokola omogućuje serealizacija otvorenog sistema, čime se umanjuje ovisnost korisnika odmonopola jednog proizvođača.

terminali zastite pred 14x

Documents