Подстанция тп: Назначение и классификация электроподстанций. Расшифровка КТП,ТП. • 1000Вольт.рф

Содержание

Чем КТП отличается от ТП

ТП — это трансформаторная подстанция состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств защиты и измерения (электроустановка). Она служит для преобразования и распределения электрической энергии. Делятся ТП на преобразовательные и распределительные.

В зависимости от назначения и области использования трансформаторные подстанции делятся на следующие виды:

  • трансформаторный пункт далее ТП — служит для питания приемников электрической энергии напряжением равным 230, 400 В, имеет первичное напряжение 6, 10, 35 кВ
  • главная понизительная подстанция ГПП — является подстанцией для установки на территории различных предприятий, «питается» от районной энергетической системы, в последующем распределяет электрическую энергию уже в пониженном виде по предприятию где она применяется
  • узловая распределительная подстанция УРП — это подстанция центрального типа которая получает питание от энергетической системы и распределяет данную электроэнергию в частично трансформированном виде или вовсе не трансформируя ее, по глубокого ввода напряжением 35-220 кВ.
  • подстанция глубокого ввода ПГВ — подстанция получающая питание от от  энергетической системы или центрального распределительного пункта. Предназначена для обеспечения электрическим током отдельных объектов или групповых электрических установок. Исполнение подстанции ПГВ производится по упрощенным схемам коммутаций на стороне первичного напряжения.

Трансформаторные подстанции полностью изготавливаемые на заводе состоят из трансформаторов, комплектных узлов, распределительного оборудования, различных вспомогательных устройств, имеющих изоляцию токоведущих частей — называются комплектные трансформаторные подстанции КТП.

КТП — комплектная трансформаторная подстанция, работающая на прием электрической энергии номинальным напряжением 6-10 кВ с последующим его преобразованием в напряжение равное 0,4 кВ и распределение конечному потребителю трансформированной потребительской энергии.

На основании вышесказанного можно сделать вывод, что одним из отличий трансформаторной подстанции (ТП) от комплектной трансформаторной подстанции (КТП) является полная заводская готовность КТП.

характеристики и отличия КТПН от КТП

Разница между КТП и ТП конечно же есть и она заключается в следующих характеристиках.

Что такое КТП

КТП (комплектная трансформаторная подстанция) – это электрическая установка, которая рассчитана на прием напряжения, преобразование его в электрический ток с последующим распределением электроэнергии потребителям бытовой сети. КТП включает в себя:

  • РУВН – устройство, способное распределять высшее напряжение
  • РУНН – устройство, способное распределять низшее напряжение
  • силовой трансформатор
  • различные дополняющие конструкции, которые могут изготавливаться по необходимости.

Что такое ТП

ТП (трансформаторная подстанция) – это электроустановка, которая используется только для  преобразования и распределения электрической энергии.  В состав ТП обычно включаются:

  • один или несколько трансформаторов
  • устройства распределения тока
  • защитное оборудование
  • устройство для измерений

Также отличительной особенностью КТП от ТП  является то, что комплектная трансформаторная подстанция производится сразу же в полной заводской готовности.

Типы КТП

КТП бывают разных типов и видов, а потому тоже могут существенно отличаться друг от друга.  Комплектные трансформаторные подстанции классифицируются по следующим видам:

  • КТПН. Данные подстанции изготавливаются только лишь для наружной установки (киосковый тип). Их мощность может достигать 10-2500 кВА, а напряжение может варьироваться в диапазоне 6-35 кВ.
  • 2КТПН. Конструкция этой подстанции аналогична предыдущей, но главное отличие заключается в наличии не одного, а двух трансформаторов, позволяющих подстанции работать более эффективно.
  • КТПУ и 2КТПУ. Подстанции такого вида имеют в наличии так называемые сэндвич-панели, которые утепляют ее. За счет этого оборудование можно использовать в условиях низких температур – до -60 градусов Цельсия.
  • КПТМ. Мачтовые подстанции, которые служат для энергообеспечения нефтяных скважин и небольших населенных пунктов.
  • КТПС. Столбовые модели обычно крепятся на металлических или железобетонных конструкциях. Они используются в основном на сельхозобъектах или дачных поселках.
  • КТПВ. Данный вид подстанции предназначен для внутренней установки. Такие модели находят свое применение на производственных предприятиях.

Этим собственно и отличается один вид КТП от КТП другого вида.

В чем разница между КТП и КТПН

КТП и КТПН – два схожих названия, которые, кажется, ни чем не отличаются, но все же отличия есть. КТПН (комплектная трансформаторная подстанция наружной установки) – это одна из разновидностей КТП (комплектной трансформаторной подстанции), особенность которой заключается в том, что она устанавливается и эксплуатируется только снаружи зданий. Конструкция КТПН может работать при любых погодных условиях, при различных перепадах температуры, а также  при обильных осадках и наличии сильного ветра. Данными характеристиками отличается КТПН от КТП.

Распределительная трансформаторная подстанция | ЧЗЭО

Для того чтобы иметь представление о распределительных трансформаторных подстанциях, их назначении и составе, изначально обратимся к теории.

Электрическая установка, состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления, а также вспомогательных устройств, которая предназначена для приема, преобразования и распределения электрической энергии называется трансформаторной подстанцией (сокращенно ТП).

Распределительное устройство от 6 до 500 кВ с аппаратурой для управления его работой, не входящее в состав трансформаторной подстанции называется распределительным пунктом (сокращенно РП). РП распределяет электрическую энергию, поступающую по воздушным или кабельным линиям от питающей подстанции между потребителями (ТП или другими РП).

В некоторых случаях РП может совмещаться с одной или несколькими ТП, такая установка называется распределительной трансформаторной подстанцией (сокращенно РТП). РТП, в отличие от РП, сначала понижает напряжение и только потом распределяет его между потребителями. РТП целесообразно применять для снабжения электрической энергией городов и крупных сельскохозяйственных объектов. В основном РТП бывают закрытого типа.

В состав конструкции РТП входят:

  • корпус;
  • РУНН - распределительное устройство низкого напряжения;
  • РУВН - распределительное устройство высокого напряжения;
  • отсеки силовых трансформаторов.

Корпус РТП представляет собой металлический каркас, который обшит сэндвич-панелями. По желанию заказчика наружные панели РТП могут быть окрашены в любые цвета.

РУНН выполнено на панелях ЩО-70 с устройством АВР.

РУВН может быть изготовлено на базе ячеек КРУ или КСО. В данном блоке устанавливается шкаф собственных нужд, предназначенный для питания ячеек КСО переменным током, для внешнего освещения РТП, внутреннего освещения камер КСО и всех блоков, а также управления системой вентиляции и отопления.

В РТП используются сухие с литой изоляцией или масляные трансформаторы. При этом материал обмоток может быть как из меди, так и из алюминия.

Для поддержания температуры в зимнее время года в автоматическом режиме блоки РУВН и РУНН комплектуются электроконвекторами мощностью 1,5 кВт.

Кроме того, по требованию заказчика РТП могут быть укомплектованы системами автоматического пожаротушения, телемеханики, АВР и т.д.

Изготовление распределительных трансформаторных подстанций одно из приоритетных направлений деятельности Челябинского завода электрооборудования. Специалисты нашей компании ответят на все возникшие вопросы по подбору распределительной трансформаторной подстанции для выполнения конкретных поставленных задач.

Монтаж комплектных трансформаторных подстанций: технология установки, крепления, типы

КТП необходима для корректной работы системы электроснабжения. Ее можно установить как отдельно от здания, так и внутри помещения. Монтаж комплектной трансформаторной подстанции зависит от типа конструкции, подключаемых линий электропередач и особенностей ландшафта.

Общее устройство КТП

Комплектная трансформаторная подстанция используется для изменения напряжения и распределения электроэнергии между подключенными к ней объектами. Она стабилизирует подачу тока, что позволяет избежать скачков напряжения при работе электрооборудования.

Основу конструкции подстанции представляют специальные устройства – РУВН и РУНН. Они используются для распределения энергии. РУВН принимает высокое напряжение, РУНН – низкое. Предохранители устройств защищают силовой трансформатор от скачков напряжения. Ручные или автоматические выключатели позволяют отключить прибор в экстренной ситуации.

В зависимости от типа КТП, конструкция включает один или два силовых трансформатора.  Могут применяться масляные или сухие электроустановки. Для первого типа преобразователей необходима прочная изоляция и установка отсека для сброса масла в экстренных случаях. Устройству сухого типа подойдут более простые изоляционные материалы.

Типы

Комплектные трансформаторные подстанции подразделяются на несколько видов:

  • столбовые;
  • мачтовые;
  • киоски;
  • внутренние устройства;
  • внешние установки.

При внутреннем размещении комплектная трансформаторная подстанция может примыкать к зданию или же находиться в самом помещении.

Столбовые

КТП этого типа устанавливаются на опору электросети. Столбовая трансформаторная подстанция состоит из:

  • шкафа для РУНН;
  • предохранителей от скачков высокого напряжения;
  • кронштейнов;
  • платформы;
  • силового трансформатора;
  • разрядников.

Мощность столбового КТП составляет от 16 до 250 кВА. Монтаж электроустановки этого типа имеет свои особенности. Провода, которые соединяют линии электроэнергии и силовой трансформатор, прокладываются в трубах. Каждая труба должна надежно крепиться к опоре. Подключение подстанции к линиям электропередач осуществляется с помощью разъединителя.

На боковой стенке шкафа РУНН размещаются рубильники, при помощи которых можно вручную отключить подачу тока. Рукоятки устанавливаются на фидеры с дугогасительными камерами. К задней стенке шкафа приваривается пластина для соединения РУНН с заземляющим устройством.

Мачтовая

Оборудование для распределения напряжения в данном типе подстанций крепится на опору. Она представляет собой мачту из дерева или железобетона. Опора может быть одиночной или двойной.

Мачтовые КТП небольшие по размеру, хорошо защищены от внешних воздействий и безопасны. Максимальное напряжение составляет 35 кВт. Расстояние от земли до токопроводящих устройств составляет более 3,5 м. Поэтому для мачтовой подстанции не нужно устанавливать дополнительную защиту. Исключением являются только конструкции, которые находятся возле дороги. В этом случае вместе с мачтовой КТП монтируются оградительные тумбы.

Мачтовая трансформаторная подстанция состоит из:

  • РУВН;
  • шкафа РУНН с системой ручного или автоматического отключения подачи тока;
  • силового трансформатора мощностью до 100 кВА;
  • разрядников;
  • изоляторов штыревого типа;
  • складной лестницы с запирающимся замком;
  • рамы;
  • площадки для обслуживания.

Силовой трансформатор подключается к источнику электроэнергии при помощи предохранителей и трехполюсного разъединителя.

Провода должны выдерживать напряжение в 1000 В и быть изолированы трубой или швеллером.

Киоск

КТП киоскового типа используется для электроснабжения следующих помещений:

  • промышленных предприятий;
  • сельскохозяйственных организаций;
  • коттеджей;
  • строительных объектов.

Киоск изготавливается из металла, который способен выдерживать высокие нагрузки. Он состоит из трех основных отсеков: силового трансформатора, РУВН и РУНН. Они расположены в отдельных запирающихся шкафах. Открыть отсек при включенном напряжении невозможно из-за особенностей конструкции киоска.

Минимальная мощность силового трансформатора для данного типа – 25 кВА. Максимальный предел составляет 630 кВА.

Внешней установки

Наружные КТП используются для электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленностей.

Внешние установки представляют собой несколько модулей, которые устанавливаются отдельными блоками. Трансформаторная подстанция наружной установки может совмещаться с автоматизированной системой управления в производстве.

Внутреннего монтажа

КТП внутреннего типа устанавливаются в помещениях. Они подразделяются на три вида:

  1. Пристроенные. Комплектные подстанции этого вида примыкают к зданию.
  2. Встроенные. Трансформаторные подстанции размещаются внутри помещения.
  3. Внутрицеховые. К ним относятся КТП, которые находятся в зданиях промышленных организаций.

 Внутренние КТП легко устанавливаются и демонтируются. Они могут подключаться к воздушным и кабельным линиям электропередач.

Пристроенные

Комплектные трансформаторные подстанции в виде пристройки отделены от основного здания только перегородкой. Дверь в КТП должна соответствовать нормам пожарной безопасности. Материал для перегородки подбирается в зависимости от степени огнестойкости всей конструкции.

Встроенные

Встроенные КТП монтируются на объект блоками или уже в собранном виде. В комплектацию устройства входят:

  • РУНН;
  • РУВН;
  • сухой или масляный силовой трансформатор;
  • переходные и соединительные мосты.

Внешне встроенный КТП представляет собой металлический шкаф.

Внутрицеховые

Данный тип подстанций устанавливается внутри промышленных помещений. Конструкция включает в себя шкафы:

  • двух силовых трансформаторов;
  • РУВН и РУНН;
  • линии отвода;
  • секционного типа.

Под внутрицеховую КТП может выделяться отдельное помещение.

Порядок осуществления монтажа

Установка комплектной трансформаторной подстанции происходит в несколько этапов:

  1. Подготовительный. Он включает в себя создание котлована и траншей для труб, монтаж заземления и прокладку кабеля.
  2. Основной. На данном этапе заливается фундамент и устанавливается КТП. Монтируются все электротехнические приборы, проводится освещение и вентиляция. Линии электроэнергии подключаются к трансформаторной подстанции.
  3. Контрольный. После монтажа КТП проверяется качество сборки всех блоков конструкции. Проводятся испытания оборудования.

Монтаж встроенных подстанций отличается от наружных рядом ограничений. Устанавливать КТП запрещено над помещениями, где используются большое количество жидкости. Над конструкцией подстанции всегда прокладывается дополнительный слой гидроизоляционного материала. Пол в помещении, где производится монтаж КТП, должен быть выше уровня земли на 30 см.

Подготовка оборудования

Подбор комплектной трансформаторной подстанции необходимо совершать с учетом системы линии электропередач, которая будет к нему подключаться. Перед установкой проводятся расчеты для защиты от возможных сбоев в подаче напряжения.

В проекте комплектной подстанции желательно оставить место на случай установки дополнительного силового трансформатора. Он понадобится, если текущей мощности КТП будет не хватать. Несколько трансформаторов для установки должны быть одного типа и размера.

Технология монтирования

Установка КТП производится после проведения контура заземления и прокладки кабелей. Особенности монтажа зависят от типа трансформаторной подстанции.

При установке наружной КТП необходим крепкий фундамент. Он ставится на 4 железобетонные стойки. Для монтажа КТП с двумя трансформаторами для фундамента устанавливаются 8 свай. Все пустоты в конструкции засыпаются гравием и песком, а затем трамбуются. Блоки КТП крепятся по отдельности с помощью сварки.

Для киоска подойдет обычный бетонный фундамент. Высота основания должна быть не менее 400 мм.

Силовой трансформатор в наружной подстанции устанавливаются в каркас через дверной проем. После установки преобразователя подключаются РУВН и РУНН. Все оборудование присоединяется к заземлению. После к КТП проводят линии электропередач.

Для монтажа мачтовой КТП необходим котлован и специальная конструкция на опорах. Установка подстанции возможно только с использованием автомобильного крана. Монтаж мачтовой КПТ происходит в несколько шагов:

  1. На опору крепится поддерживающая рама.
  2. Осуществляется монтаж шкафа РУНН. Крепление рамы и распределителя болтовое. После конструкция закрепляется на опорных стойках. Для этого может использоваться сварочный аппарат, болты или хомуты в зависимости от характеристик КПТ.
  3. Монтируется шкаф РУВН через отверстия на нижней стенке.
  4. К раме крепятся силовой трансформатор и кожух, если он предусмотрен конструкцией. Преобразователь подключается при помощи шин с верхней точки, и через кабель – с нижней.

Внутренняя комплектная трансформаторная станция размещается в замкнутых помещениях. Блоки КТП могут находиться в разных местах, если площади не хватает для общего расположения. Отдельно может стоять силовой преобразователь. Перед монтажом конструкций выравнивается уровень основания и опорных швеллеров. После устанавливаются КТП со всем оборудованием, осуществляется монтаж входящих и выходящих линий. После всех работ подается напряжение.

Требования к месту

Наружные комплектные подстанции рекомендуется устанавливать на площадке с уклоном. Такое расположение предпочтительно для конструкций с масляными смотровыми трансформаторами. Наклон создаст естественный отток горючей жидкости при аварии. Также он не позволит дождевой воде скапливаться в КТП.

Внутренние трансформаторные подстанции могут размещаться только в замкнутых помещениях, доступ к которым для обслуживающего персонала открыт в течение всего дня.

Отделочные работы в помещении после установки КТП запрещены.

Ввод в эксплуатацию

После монтажа комплектной трансформаторной подстанции необходимо проверить качество сборки блоков. В конструкции КТП не должно быть посторонних предметов.

В обязательном порядке проверяется заземление установки, сеть подключения кабелей, соединения с трансформатором, исправность предохранителей от скачков напряжения.

Для начала работы КТП необходимо измерить, соответствует ли величина сопротивления изоляции нормам. Для цепей мощностью в 0,4 кВ значение должно быть от 1 МОм и более. При системе на 6-10кВ величина при проверке должна быть не менее 1000 МОм.

Принципиальная Схема Трансформаторной Подстанции - tokzamer.ru

Чем больше секций на электростанции, тем труднее поддерживать одинаковый уровень напряжения, поэтому при трех и более секциях сборные шины соединяют в кольцо.


В качестве защитных устройств в конструкцию подстанции включены разрядники.

Питание собственных нужд СН подстанции выполняется от специальной шины, на которую электроэнергия поступает по вводам 0,4 кВ от трансформаторов 7, и Т2.
Однолинейная схема электроснабжения предприятия. Часть 1.

Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Мы имеем огромный опыт работы с электрической инфраструктурой — в том числе и высоковольтной, что позволяет нам выполнять любые задачи вне зависимости от уровня их сложности.

Все элементы соединяются друг с другом в определенной последовательности, обеспечивающей работу всей схемы. Схема РУ между рабочей перемычкой и трансформаторами такая же как у рассмотренной выше ответвительной или концевой подстанции.

Однолинейная схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ представлена на рис. Освоены в эксплуатации энергоблоки , МВт, осваиваются блоки МВт.

Цеховые КТП, как правило, не имеют распределительного устройства на стороне ВН, питающий кабель присоединяется к трансформатору через шкаф высоковольтного ввода, который может содержать высоковольтный коммутационный аппарат выключатель нагрузки или разъединитель , аппарат зашиты предохранитель , и блок шинных накладок, которыми формируется схема электроснабжения выше 1 кВ. Железнодорожные потребители в основном относятся к первой и второй категориям, и для их питания используют чаще трансформаторные подстанции с двумя трансформаторами, один из которых может быть резервным.

В схеме подстанции по рис. Все элементы соединяются друг с другом в определенной последовательности, обеспечивающей работу всей схемы.

Принцип работы трансформатора

Виды подстанций и их особенности

А кроме того, следует опираться на нормативную документацию. Недостатки ОРУ — занимают большие площади, подвержены влиянию окружающей среды замерзание, запыление, загрязнение. Второй разъединитель перемычки QS4 с ручным приводом используется при ремонте QS3 для создания видимого разрыва цепи, Трансформатор Т2 остается в работе, получая электроэнергию по вводу W2.

Питание ответственных потребителей производится не менее чем двумя линиями от разных сдвоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения.

Разрабатывая такие схемы подстанций необходимо выбирать коммутационные аппараты с учетом назначения установки и ее мощности.

Но чтобы оборудование использовалось эффективно его монтаж должны производитель специалисты. Учет энергии, расходуемой на собственные нужды подстанции, ведется со стороны вторичного напряжения ТСН.

При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q2 и посылается импульс на отключение выключателя Q1 на подстанции энергосистемы.

Устройства с длительной параллельной работой используются редко. Выполнение последнего условия затрудняется при очень сложной схеме электроустановки, однако значительное упрощение схемы может вызвать трудности для выполнения первого условия в отношении надежности электроснабжения.

В системах с заземленной нейтралью могут возникать короткие замыкания симметричные трехфазные и несимметричные : а двухфазные; в двухфазные через землю при замыканиях в одной точке; г двухфазные через землю при замыканиях в различных точках.
Самый сложный вопрос в защитах трансформатора 10/0,4 кВ

Похожие материалы

Схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ Рис.

Разрядник F V3, защищающий изоляцию оборудования РУ кВ от перенапряжений располагается на одной с трансформатором напряжения TV выкатной тележке. Обычно для 1 и 2-ой используют двухтрансформаторные подстанции, а для 3-ей — установки с одним. Обходная система шин может быть использована, когда особенность функционирования потребителя требует постоянных оперативных переключений.

Для этого в ее конструкцию включаются различные защитные приспособления. Пунктиром показана блокировочная связь разъединителей и их заземляющих ножей, которая не позволяет включать разъединитель при включенном заземляющем ноже и включать заземляющий нож при включенном разъединителе.

Особенность первичных схем состоит в том, что они делятся на группы: ТП и РП в зависимости от назначения, конструктивного исполнения, подключения и прочих характеристик. При таком решении понижающие трансформаторы работаю параллельно и при нарушении одной цепи выключатель автоматически отключается. Пунктиром показана блокировочная связь разъединителей и их заземляющих ножей, которая не позволяет включать разъединитель при включенном заземляющем ноже и включать заземляющий нож при включенном разъединителе. От шин 10 кВ отходят четыре линии, питающие потребителей.

Принципиальная схема комплектной трансформаторной подстанции. Рисунок 5.

Оформить заявку


Но чтобы оборудование использовалось эффективно его монтаж должны производитель специалисты. Схема трансформаторной установки Схема небольшой и большой мощности Решения по этому вопросу обычно принимаются с учетом системы электроснабжения объекта и перспектив его развития. При замене любого линейного выключателя обходным необходимо отключить QO, отключить разъединитель перемычки QS3 , а затем использовать QO по его назначению. В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого присоединения.

За ним следует предохранитель и основной трансформатор. Принципиальные схемы в зависимости от способа изображения делятся на однолинейные и многолинейные, развернутые и совмещенные.

На схеме рис. Схема РУ кВ проходной подстанции. Условные обозначения КТП. Схема РУ между рабочей перемычкой и трансформаторами такая же как у рассмотренной выше ответвительной или концевой подстанции.
Строительство подстанции в Германии от А до Я

НЕТ КОММЕНТАРИЕВ

Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Комплектные трансформаторные подстанции выпускаются на ряде заводов.

Достаточно широкое применение получила схема шестиугольника рис. Допустимость последней операции зависит от мощности трансформатора и его номинального напряжения. Комплектные трансформаторные подстанции далее — КТП или их части, устанавливаемые в закрытом помещении, относятся к внутренним установкам, устанавливаемые па открытом воздухе, — к наружным.

Нормально один разъединитель QS3 перемычки отключен, все выключатели включены.

Выключатель Q1 в мостике включен, если по линиям W1, W2 происходит транзит мощности. Секционированные схемы Для питания нескольких силовых трансформаторов и РП, подключенных к силовым электрическим приемникам, может применяться схема с одной системой сборных шин.

Рекомендуем: Измерение сопротивления заземляющих устройств периодичность

Комплектная трансформаторная подстанция устройство схема соединений

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям. Выполнение последнего условия затрудняется при очень сложной схеме электроустановки, однако значительное упрощение схемы может вызвать трудности для выполнения первого условия в отношении надежности электроснабжения. Структурные схемы ТЭЦ Рисунок 2. Особенности и сроки эксплуатации Требования монтажа молнезащиты Выбор любой системы электроснабжения должен выполняться в соответствии с планируемыми нагрузками.

Мы имеем огромный опыт работы с электрической инфраструктурой — в том числе и высоковольтной, что позволяет нам выполнять любые задачи вне зависимости от уровня их сложности. Все одинаковые аппараты помечены цифрами, то есть при наличии 2-х токовых реле, обозначения будут выглядеть как — 1КА и 2КА. Но чтобы оборудование использовалось эффективно его монтаж должны производитель специалисты.

Заказать обратный звонок

Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений.

Электрические схемы РУ высшего напряжения. Блочная схема без перемычки рис.
Подстанция 110/6 кВ — познавательное видео.

Белая книга

по внедрению PTP на подстанциях

Расширенные приложения автоматизации подстанции, такие как глобальный мониторинг вектора (Phasor Measurement Unit - PMU) и шины процесса дискретизации, требуют точности синхронизации выше 1 мкс, а не 1-2 мс, которые обычно требуются сегодня. Системы автоматизации подстанций теперь используют Ethernet для связи между системами SCADA и реле защиты. Протокол точного времени (PTP) - это система синхронизации времени, которая использует локальную сеть подстанции, а не выделенную систему распределения времени, которая может синхронизировать реле защиты, объединяющие блоки и другие устройства с точностью до 1 мкс.

В этом техническом документе объясняется, как PTP можно использовать в системах автоматизации подстанций для устранения несовместимости и недостатков существующих систем распределения времени. Объясняется работа PTP с использованием «профиля мощности» и представлены примеры того, как PTP может использоваться на новых и существующих подстанциях.

Tekron имеет более чем пятнадцатилетний опыт производства синхронизирующего оборудования для энергетики. Их последние продукты для синхронизации подстанции поддерживают PTP, и в этом техническом документе объясняется, как их можно использовать для удовлетворения потребностей в синхронизации современных приложений автоматизации подстанций, сохраняя при этом совместимость с существующими конструкциями защиты и управления подстанцией.Это позволяет операторам коммунальных и промышленных подстанций постепенно приобретать опыт работы с PTP.

Синхронизация времени требуется на подстанциях в течение многих лет для обеспечения согласованной временной отметки событий с требуемой точностью в 1 миллисекунду (1 мс). Более точная установка временных меток, порядка 1 микросекунды (1 мкс), теперь требуется для расширенных приложений автоматизации подстанций, таких как глобальный мониторинг вектора и шины обработки дискретных значений.

Существует два основных подхода к синхронизации реле защиты и других устройств управления:

  • Выделенные системы синхронизации, использующие автономные кабели и повторители.
  • Сетевые системы синхронизации, использующие сетевые кабели и коммутаторы Ethernet, используемые совместно с другими приложениями автоматизации.

В оставшейся части этого раздела обсуждаются часто используемые системы синхронизации времени, а также преимущества и недостатки каждой из них.

1.1. Выделенные системы хронометража

В системах синхронизации времени на подстанциях исторически использовалась отдельная система распределения с собственными кабелями (коаксиальная, витая пара или оптоволоконная).Применяются два распространенных метода:

  • временной код IRIG-B, передающий информацию о времени и дате вместе с импульсами синхронизации; и
  • 1 импульс в секунду (1-PPS), который является очень точным импульсом синхронизации, не имеющим информации о времени или дате.

Обмен данными между реле защиты и системой SCADA не влияет на точность временной синхронизации. Раздельные системы увеличивают стоимость строительства из-за дополнительных кабелей, клеммных колодок и документации, что может иметь большое значение для больших подстанций.

На рисунке 1 показано использование IRIG-B для синхронизации времени и Ethernet для передачи данных, однако RS485 может использоваться на более старых подстанциях вместо Ethernet.

Рисунок 1: Иллюстрация отдельных сетей синхронизации и связи в системе автоматизации подстанции.

1.1.1. IRIG-B

Метод временной синхронизации, наиболее часто используемый на подстанциях, - это временной код IRIG-B, который использует выделенную распределительную сеть.Этот временной код может передаваться в виде необработанных импульсов по медным кабелям (коаксиальная или витая пара) и оптоволоконным кабелям или в виде несущей с амплитудной модуляцией (AM) 1 кГц по коаксиальному кабелю. IRIG-B был расширен на протяжении многих лет, в основном стандартами IEEE для синхрофазоров (IEEE Std 1344-1995, IEEE Std C37.118-2005 и совсем недавно IEEE Std C37.118.1-2011). Эти расширения предоставляют такую ​​информацию, как год, смещение часового пояса относительно всемирного координированного времени (UTC), летнее (летнее) время и качество времени, которые необходимы для автоматизации подстанции.Немодулированный IRIG-B обеспечивает точность до субмикросекунды, однако многие клиентские устройства ограничены точностью до миллисекунд из-за их конструкции.

IRIG-B имеет несколько вариантов форматирования и передачи временного кода. К сожалению, требования к временной синхронизации различных поставщиков оборудования подстанции иногда исключают друг друга и не могут быть выполнены с помощью одного сигнала IRIG-B. Такие различия включают использование модулированных или немодулированных сигналов, а также привязку времени к местному времени или к всемирному координированному времени (UTC).

Различные «разновидности» IRIG-B известны по кодовым значениям, например:

  • B003: код ширины импульса (немодулированный), без продлений на год или продлений IEEE;
  • B004: код ширины импульса (немодулированный), расширения на год и расширения IEEE;
  • B124: амплитудная модуляция на несущей 1 кГц, продления на год и расширения IEEE.

На рисунке 2, воспроизведенном из стандарта IRIG 200-04, сравниваются немодулированные и модулированные сигналы, которые используются во временном коде IRIG-B.

Рисунок 2: Спецификация IRIG-B для начала ссылки сообщения и импульсов данных («0» и «1») для немодулированных и модулированных сигналов.

Клиентские устройства, такие как реле защиты, необходимо настроить в соответствии с главными часами: UTC по местному времени, фиксированный часовой пояс, фиксированный или установленный расширениями IEEE и т. Д. Гибкость конфигурации реле защиты значительно варьируется, даже с реле защиты от одного производителя.Некоторые реле защиты могут быть сконфигурированы для приема почти всех временных кодов IRIG-B, но гибкость многих из них ограничена.

Другие проблемы, с которыми сталкиваются проектировщики подстанций при использовании IRIG-B, включают: нагрузку (нагрузку) на временную распределительную сеть, окончание линии передачи, невосприимчивость к шуму, гальваническую развязку и техническое обслуживание проводки. Выходная мощность главных часов находится в диапазоне от 18 мА до 150 мА, но каждая марка и модель реле защиты представляют разную нагрузку (обычно от 5 мА до 10 мА) на главные часы.Это усложняет расчет времени с использованием умеренного или большого количества реле защиты, например, в распределительных или промышленных подстанциях с распределительными устройствами среднего напряжения (от 6,6 кВ до 33 кВ) в металлической оболочке.

1.1.2. Один импульс в секунду (1-PPS)

Один импульс в секунду (1-PPS) может использоваться для обеспечения точной ссылки синхронизации, но не включает информацию о «времени дня». В настоящее время этого достаточно для приложений шины процесса с выборочными значениями, но в будущем, вероятно, потребуется информация о времени суток для меток времени событий или криптографической аутентификации сообщений (для предотвращения атак повторного воспроизведения).Спецификация 1-PPS, наиболее часто используемая для синхронизации сигналов на подстанциях, взята из МЭК 60044-8 и упоминается в руководстве по реализации шины процесса МЭК 61850-9-2, обычно именуемом «9-2 облегченная версия». В проекте стандарта IEC 61869-9 для связи с объединяемыми устройствами сохраняется 1-PPS по оптоволоконному кабелю в качестве опции для синхронизации времени.

На рисунке 3 показана спецификация импульса 1-PPS. Время нарастания и спада ( t f ) между уровнями 10% и 90% должно быть менее 200 нс, а максимальное время ( t h ) должно быть между 10 мкс и 500 мс (измерено на уровне 50%).

Рисунок 3: Графическое представление спецификации сигнала 1-PPS.

1-PPS требует выделенной распределительной сети, в которой можно использовать металлические (коаксиальные или витые пары) или оптоволоконные (многомодовые или одномодовые) кабели.

1.1.3. Распределение и задержка распространения

Распределение сигналов IRIG-B и 1-PPS с использованием электрических средств проще, чем с помощью оптоволоконного кабеля, поскольку можно использовать многоточечные соединения (при условии, что нагрузка источника находится в определенных пределах), но это может привести к повышению потенциала между панелями .Оптическое распределение обеспечивает гальваническую развязку и устраняет индуктивные или емкостные помехи, но для разделения сигнала для каждого реле защиты требуются специальные повторители распределения. Директива 9-2LE для IEC 61850-9-2 требует, чтобы синхронизация времени выполнялась с использованием оптоволоконного кабеля. Это, в свою очередь, требует использования распределителя импульсов или часов с несколькими выходами, если имеется более одного блока объединения.

Задержка распространения по медным и оптоволоконным кабелям составляет примерно 5 нс на метр.Это может стать существенным при увеличении длины кабеля и может потребовать компенсации подключенными устройствами. Нормы 9-2LE устанавливают предел «ошибки» в 2 мкс, прежде чем потребуется компенсация. Для этого потребуется примерно 400 м кабеля, и на многих крупных передающих подстанциях длина сигнального кабеля будет больше этой. Компенсация - это ручной процесс, который требует, чтобы для каждого подключенного устройства были известны задержки ретранслятора распределения определенной длины кабеля.

Подробное исследование задержки распространения и сравнение 1-PPS, IRIG-B и PTP можно найти в ссылке 1.

1.2. Сетевые системы хронометража

Сети Ethernet, широко используемые в настоящее время для систем автоматизации подстанций, могут использоваться для синхронизации внутренних часов устройств на подстанции. Это имеет то преимущество, что не требует дополнительных кабелей, но требует поддержки подходящих протоколов различными реле защиты, измерителями качества электроэнергии и другими подобными устройствами.

Обычно используются два сетевых протокола: протокол сетевого времени (NTP) и протокол точного времени (PTP).Оба протокола при использовании на подстанциях работают через обмен сообщениями через Ethernet. NTP и PTP могут компенсировать задержку распространения посредством двунаправленной связи. NTP является более устоявшимся стандартом и широко используется, но PTP обеспечивает более высокую производительность за счет использования специального сетевого оборудования. Топология, показанная на рисунке 4, одинакова для NTP и PTP.

Рисунок 4: Топология сети для синхронизации времени NTP и PTP. PTP требует определенных типов коммутаторов Ethernet, а NTP - нет.

Оба сетевых протокола поддерживают несколько главных часов, что улучшает избыточность и надежность системы синхронизации времени подстанции. Кроме того, несколько главных тактовых генераторов позволяют проводить техническое обслуживание без вывода из эксплуатации системы отсчета времени (и любого зависимого оборудования защиты).

1.2.1. Протокол сетевого времени (NTP)

В последние годы протокол сетевого времени (NTP), работающий в сетях Ethernet, был принят для использования на подстанциях.Комбинация имеющихся в продаже серверов NTP (часов) и клиентов (реле защиты) может обеспечить точность 1–4 мс, но это требует осторожности при проектировании сети Ethernet, чтобы минимизировать вариации задержки пакетов.

Существенным преимуществом NTP перед IRIG-B для синхронизации времени общего назначения является то, что время всегда передается относительно UTC. Это соответствует таким стандартам, как IEC 61850 и IEEE Std 1815 (DNP3), которые требуют, чтобы метки времени событий передавались с использованием UTC.Если требуется отображать местное время на передней панели реле защиты, то местное смещение относительно всемирного координированного времени необходимо настроить вручную вместе с любыми применимыми датами перехода на летнее время. NTP поддерживает одновременное использование клиентом нескольких главных часов для более точной и надежной работы. К сожалению, NTP не обеспечивает точности микросекундного уровня, необходимой для синхрофазоров и шин обработки дискретных значений.

1.2.2. Протокол точного времени (PTP)

IEEE Std 1588-2008 определяет второе поколение PTP, которое также известно как «PTPv2» или «1588v2».Это позволяет выполнять очень точную синхронизацию времени с помощью специального оборудования Ethernet, которое записывает точное время получения сообщения синхронизации PTP на карте Ethernet. Эта информация может компенсировать неопределенность, вносимую операционными системами реального времени, и другие задержки обработки как в мастере синхронизации, так и в устройствах, которые должны быть синхронизированы. Аппаратное обеспечение временных меток не влияет на работу других протоколов, работающих через Ethernet, поэтому тот же порт может использоваться для протоколов IEC 61850, DNP3, IEC 60870-5-104, Modbus / IP и других протоколов автоматизации подстанции.Специфическое для PTP оборудование незначительно увеличивает стоимость коммутаторов Ethernet. Встроенная поддержка PTP доступна только в реле защиты последнего поколения и может быть опцией, которую нужно указать во время заказа (в зависимости от поставщика).

PTP поддерживает несколько тактовых генераторов, но они голосуют между собой, чтобы выбрать одни часы в качестве «гроссмейстера». Если гроссмейстер выходит из строя или страдает ухудшенной производительностью, любые другие синхронизирующие часы в сети с возможностью главного мастера будут выступать в роли гроссмейстера, если они имеют лучшую точность.Время, необходимое для этого, может быть разным, однако, если используются настройки PTP (известные как «профиль»), оптимизированные для электроэнергетики, это обычно составляет менее 5 секунд.

Протокол точного времени чрезвычайно гибок и может использоваться для ряда приложений синхронизации времени с точностью до 10 нс, достижимой с помощью имеющегося в продаже сетевого оборудования.

Дополнительная точность была достигнута с PTPv2 с введением специального типа коммутатора Ethernet, называемого «прозрачными часами».Прозрачные часы измеряют «время пребывания» синхронизирующих сообщений. Это время, необходимое для прохождения кадра Ethernet через коммутатор, которое будет варьироваться в зависимости от нагрузки сети, и передачи его нижестоящим устройствам. Это компенсирует задержку переключения из-за другого сетевого трафика и значительно повышает производительность PTP при использовании общей сети Ethernet. Использование прозрачных часов означает, что сетевой трафик PTP не требует приоритета над другим трафиком, что упрощает дизайн сети.

2.1. Терминология PTP

IEEE Std 1588-2008 определяет ряд терминов для систем синхронизации времени PTP. Ключевые термины:

  • grandmaster clock : часы, которые являются основным источником времени для синхронизации с использованием PTP и обычно имеют встроенный приемник GPS (или другой спутниковой системы).
  • основные часы : часы, являющиеся источником времени, с которым синхронизируются другие часы в сети.
  • ведомые часы : конечный пользователь PTP, который может быть реле защиты с встроенной поддержкой PTP или устройством преобразования (например, транслятором PTP Tekron), которое генерирует устаревший сигнал синхронизации времени, такой как IRIG-B или 1- PPS.
  • прозрачные часы : коммутатор Ethernet, который измеряет время, затрачиваемое на передачу сообщения синхронизации PTP через устройство, и предоставляет эту информацию часам, принимающим сообщение о событии PTP.
  • Граничные часы : часы, которые имеют несколько портов PTP и могут служить источником времени, то есть быть ведомыми часами для восходящего источника и главными часами для нижестоящих устройств.

Для сети синхронизации требуется как минимум один главный и один подчиненный тактовый генератор, однако во всех случаях, кроме самых тривиальных, потребуются коммутаторы Ethernet.Коммутаторы Ethernet в сети PTP обычно используют прозрачные часы, так как это простейшая конфигурация. Однако многие коммутаторы Ethernet с поддержкой PTP могут действовать как пограничные тактовые генераторы, иногда обеспечивая лучшую производительность (это зависит от производителя и модели). На рисунке 5 показана сеть синхронизации PTP с рядом устройств. Грандмастер в этом примере имеет возможность вернуться к использованию сообщений PTP из глобальной сети, если спутниковый приемник выходит из строя (в этот момент он становится пограничными часами).Используются два типа ведомых часов: реле защиты с собственной поддержкой PTP и устройства-трансляторы, которые регенерируют традиционные временные коды, такие как IRIG-B и 1-PPS, для устройств, не поддерживающих PTP.

Рисунок 5: Сеть PTP с главными часами, прозрачными часами / переключателем и набором ведомых часов.

2.2. «Одноступенчатый» и «двухступенчатый» режим работы

PTP полагается на то, что точно известно, когда передается сообщение PTP Sync (это основное сообщение, которое передает время) и когда оно получено интерфейсами Ethernet ведомых часов.Точное время отправки сообщения неизвестно, пока оно не будет отправлено. Специальное оборудование для временной отметки в интерфейсе Ethernet, которое поддерживает PTP, затем делает эту информацию доступной для центрального процессора в грандмастере. Посылается сообщение Follow Up , которое передает эту точную отметку времени всем клиентским устройствам. Прозрачные часы добавляют свою оценку задержек в сети в поле «коррекция» сообщения Follow Up . Комбинация сообщений Sync и Follow Up называется «двухэтапной» операцией.

PTPv2 представил поддержку оборудования Ethernet, которое могло изменять сообщение PTP на лету, обновляя точную метку времени по мере его передачи. Этот режим работы позволяет избежать необходимости в сообщениях Follow Up и называется «одноэтапной» операцией. Одноступенчатые генеральные часы передают точную отметку времени в сообщении Sync , а прозрачные часы предоставляют оценки сетевой задержки при коррекции сообщения Sync , а не в сообщении Follow Up .Это снижает сетевой трафик, но требует более сложного оборудования Ethernet

Системы

PTP могут включать в себя комбинацию одношаговых и двухступенчатых генеральных часов, а также комбинацию одношаговых и двухступенчатых прозрачных часов. Подчиненные часы должны будут учитывать корректирующую информацию, которая была вставлена ​​непосредственно в сообщения Sync с помощью одношаговых прозрачных часов, и обновленную информацию, отправленную в сообщениях Follow Up с помощью двухступенчатых прозрачных часов.

2.3. Профиль энергосистемы PTP

Стандарт PTP допускает ряд опций, и, как и в случае IRIG-B, некоторые опции являются взаимоисключающими. PTPv2 представил концепцию «профилей», которые ограничивают доступные параметры и могут требовать определенных функций для определенных приложений.

Энергетическая промышленность имеет профиль IEEE Std C37.238-2011, который обеспечивает набор оптимизированных параметров и минимальные опции для обеспечения точности выше 1 мкс для сетевых топологий, типичных для систем автоматизации подстанций.Этот «профиль мощности» также определяет базу управляющей информации (MIB) для простого протокола управления сетью (SNMP), которая позволяет отслеживать ключевые параметры устройств профиля мощности с помощью стандартных инструментов управления сетью. «Работоспособность» и производительность системы синхронизации времени можно отслеживать в режиме реального времени, с предупреждениями, выдаваемыми в случае возникновения каких-либо проблем или отклонений.

Этот профиль включает критерии производительности для прозрачных часов, которые требуют не более 50 нс ошибок, вносимых каждым прозрачным синхросигналом.Это необходимо для того, чтобы обеспечить достижение целевого показателя производительности в 1 мкс с 16 коммутаторами Ethernet (например, топология кольцевой сети), при этом допуская погрешность синхронизации GPS до 200 нс. Это охватывает большинство сетей подстанций, использующих кольцевую (в отличие от звездообразной) топологию.

Профиль мощности требует, чтобы прозрачные часы «одноранговые» использовались для всей коммутации Ethernet сообщений PTP и чтобы все сообщения передавались с использованием многоадресных кадров Ethernet «уровня 2». «Одноранговый» означает, что каждое устройство PTP обменивается сообщениями со своим соседом для измерения задержки пути между ними, а не каждый ведомый тактовый генератор напрямую связывается с активным генеральным ведущим часом.Общая сетевая задержка рассчитывается путем сложения задержек на пути и времени пребывания переключателей между главным и каждым подчиненным часами. Это дает два преимущества:

  1. Сетевой трафик, видимый часами grandmaster, не увеличивается по мере увеличения сети. Грандмастер только двунаправленно обменивается данными с коммутатором Ethernet (прозрачные часы или граничные часы), к которому он подключен.
  2. Система PTP автоматически компенсирует сбой сетевого соединения и использует альтернативный путь.Задержки пути измеряются на всех сетевых ссылках, даже на тех, которые заблокированы для обычного трафика протоколами связующего дерева.

Не все производители оборудования PTP поддерживают C37.238 «Профиль мощности» (все устройства Tekron PTP поддерживают его), однако профиль одноранговой сети «по умолчанию» указан в Приложении J.4 или IEEE Std 1588-2008 может достичь требуемой точности при правильной настройке. Если используются устройства без профиля мощности, нет гарантии, что информация, полезная для приложений подстанции, такая как ошибка времени и смещение местного часового пояса, будет доступна для клиентских устройств или что производительность была проверена и признана соответствующей спецификациям точности (Приложение Дж.4 не указывает производительность).

Граничные часы могут использоваться для «перевода» между профилями PTP. Одним из таких приложений будет перевод между Рек. МСЭ-Т Рек. G.82651.1 Профиль электросвязи (используется для глобальных сетей между подстанциями) и профиль мощности IEEE Std C37.238 (используется на подстанции). Глобальные сети (WAN) могут предоставить резервный источник времени в случае отказа GPS-приемника, и тогда главный таймер становится пограничным часом.

2.4. Сообщения PTP

PTP при использовании с профилем системы питания использует четыре класса сообщений для синхронизации времени. Это:

  1. Синхронизировать сообщений. Они содержат значение времени от главных часов в виде количества секунд и наносекунд с полуночи 1 января 1970 года.
  2. Peer Delay сообщений. Они обмениваются между соседями для оценки задержки распространения каждого пути между устройствами. Механизм Peer Dela y использует два или три отдельных типа сообщений для измерения задержки распространения (в зависимости от одноэтапной или двухэтапной операции).
  3. Follow Up сообщений. Они содержат точную отметку времени, когда было отправлено предыдущее сообщение Sync , а также информацию Correction . Коррекция Correction представляет собой сумму времени пребывания прозрачных часов и задержек распространения сигнала для главного мастера и этой точки в сети, и выражается в наносекундах и долях наносекунд.
  4. Объявить сообщений. Это информационные сообщения, передаваемые гроссмейстером, которые содержат подробную информацию о точности времени ссылки (например,г. GPS-приемник) и другую информацию протокола PTP.

На рисунках 6–8 показано, как поток сообщений в небольшой сети с использованием двухступенчатых часов (поскольку большинство коммерчески доступных устройств не поддерживают одношаговые операции). Сообщения Sync передаются без изменений прозрачными часами. t a представляет время на часах гроссмейстера. Announce сообщений обрабатываются таким же образом.

Рисунок 6: Графическое представление сообщения Sync, проходящего через сеть PTP.

Сообщения

Peer Delay (Peer Delay Request, Peer Delay Response и Peer Delay Follow Up) обмениваются между соседями и не передаются.

Рисунок 7: Сообщения Peer Delay обмениваются по каждому каналу в сети и не распространяются.

Каждые прозрачные часы регистрируют задержку распространения ссылок между собой и ближайшими узлами. Когда сообщение Sync проходит через прозрачные часы, часы вычисляют значение локальной поправки, добавляя задержку распространения канала, по которому пришло сообщение, и время пребывания сообщения в часах.Это значение локальной коррекции затем добавляется в поле коррекции соответствующего сообщения Follow Up. Когда сообщения поступают на ведомые часы, они добавляют записанную задержку распространения канала к значению коррекции, которое затем представляет общее время, необходимое для прохождения сообщения синхронизации от ведущего к ведомому, задержку пути.

Поскольку в значение общей задержки пути вносит свой вклад каждый компонент пути, по которому проходит сообщение синхронизации, одноранговый механизм, используемый в профиле мощности, очень быстро реагирует на изменения в топологии сети.

Важно отметить, что хотя сообщения Follow Up могут выглядеть одинаково, они будут разными в каждой точке сети. Прозрачные часы изменяют содержание сообщения, сохраняя при этом исходный адрес источника грандмастера.

На Рисунке 8 t b - это фактическое время, когда сообщение Sync покинуло часы grandmaster и будет близко, но не идентично t a .Каждые ведомые часы знают, когда они получили сообщение Sync , и, используя точную метку времени и информацию о коррекции, могут компенсировать переменные задержки в сети.

Рисунок 8: Последующие сообщения содержат информацию, обновленную прозрачными часами в сети. Сообщения Follow Up будут отличаться по сети, отражая различные задержки в сети для каждого узла.

2,5. Преимущества и проблемы, связанные с PTP и профилем мощности

Power Profile дает ряд значительных преимуществ для систем автоматизации подстанций:

  • На точность синхронизации не влияет другой сетевой трафик, при условии, что сообщения PTP не теряются из-за перегрузки.Это позволяет использовать одну и ту же сетевую инфраструктуру для PTP и для синхрофазоров, шин обработки выборочных значений, IEC 61850 (GOOSE и / или MMS), DNP3 и т. Д.
  • Скорость обмена сообщениями
  • PTP была оптимизирована для удовлетворения требований к производительности приложений энергосистемы в 1 мкс без размещения чрезмерного трафика в совместно используемой сети или необходимости использования слишком сложных ведомых часов.
  • Можно использовать оптоволоконный кабель или витую пару Ethernet, и это вопрос выбора коммутаторов Ethernet с соответствующей конфигурацией порта.
  • Используется единственная привязка ко времени, поэтому нет проблем с конфигурацией относительно UTC или местного времени. Все устройства Power Profile используют международное атомное время (TAI), что позволяет избежать дополнительных секунд и проблем с переходом на летнее время.
  • Профиль мощности передает смещение местного времени, поэтому нет необходимости настраивать местный часовой пояс на реле защиты. Кроме того, любые изменения в датах перехода на летнее время должны производиться только на гроссмейстере, а не на каждом реле защиты.Используемый механизм определен в IEEE Std 1588, поэтому он совместим с устройствами, которые могут не поддерживать профиль питания.
  • Можно использовать резервные тактовые генераторы с автоматическим переключением при отказе, если активный грандмастер страдает потерей сетевого подключения или ухудшением производительности.
  • Протоколы, обеспечивающие резервирование Ethernet-соединений, такие как Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP), Parallel Redundancy Protocol (PRP) и High-availability Seamless Ring (HSR), могут использоваться для повышения надежности сетевых подключений между устройствами PTP.
  • Сети могут быть расширены без чрезмерной сетевой нагрузки на тактовые генераторы.
  • Задержки распространения, возникающие из-за длинных кабелей, автоматически компенсируются, избегая необходимости вручную настраивать блоки объединения и блоки измерения векторов в полевых условиях.

Для получения более подробной информации о тестировании производительности дублирующих тактовых генераторов см. Ссылку 2. В документе показана эффективность PTP при сбоях в сети и потере приема GPS из-за тактовых генераторов.

PTP - это умеренно сложный протокол, и необходимо предпринять некоторые шаги, чтобы гарантировать, что система синхронизации времени будет соответствовать ожиданиям, и некоторые дополнительные риски вводятся в систему автоматизации подстанции. На заметку:

  • Коммутаторы Ethernet, используемые для PTP с профилем системы питания, должны иметь особую поддержку профиля мощности, чтобы отчеты об ошибках времени были значимыми. Не все одноранговые прозрачные часы будут соответствовать требованию вводить ошибку не более 50 нс или быть в состоянии оценить неточность времени.
  • Имеется ограниченная собственная поддержка PTP в реле защиты, но ситуация улучшается. Ряд производителей выпустили реле защиты с поддержкой PTP с 2013 года, но это может быть вариант, который необходимо указать при заказе.
  • Не все тактовые генераторы или ведомые тактовые генераторы PTP (включая трансляторы) предназначены для использования на высоковольтных подстанциях, даже если они могут поддерживать профиль мощности. Оборудование подстанции следует тестировать на более высокий уровень электромагнитной совместимости (ЭМС), чем офисное или легкое промышленное оборудование.
  • Синхронизация времени имеет решающее значение для работы мониторинга синхрофазора и большинства шин обработки дискретных значений. Важно, чтобы только авторизованные люди имели возможность изменять конфигурацию и работу часов PTP либо с помощью специальных инструментов конфигурации, встроенных веб-серверов, либо через SNMP. Если часы могут быть настроены с передней панели, тогда для этого потребуется использовать пароль. Действующие политики и процедуры для управления конфигурацией реле защиты должны быть приняты для систем синхронизации (главные часы, прозрачные часы и граничные часы).
  • Существует множество профилей PTP, каждый из которых оптимизирован для определенных приложений. Потребности систем автоматизации подстанций лучше всего удовлетворяются с помощью профиля мощности, но профили по умолчанию могут работать, но нет уверенности в том, что это так. Другие профили для конкретных приложений, такие как Telecoms Profile или IEEE Std 802.1AS Audio Video Profile, скорее всего, не будут работать, поскольку требования приложений слишком различаются.

В этом разделе будут представлены два примера использования PTP в среде подстанции.Первый будет предназначен для полностью новой установки (проект «с нуля»), а второй - для модернизации существующей подстанции (проект «заброшенный»). Кроме того, представлен пример конструкции сети с резервированием, не связанный напрямую с PTP. Эта конструкция поддерживает протокол PTP, при этом соблюдая общее отраслевое требование о том, что управление не будет потеряно при выходе из строя более чем одного высоковольтного отсека при выходе из строя какого-либо отдельного элемента оборудования управления или сетевого канала.

3.1. Расчет времени PTP в новой системе автоматизации подстанции

Многие современные реле защиты включают IEEE Std C37.118.1 (или его предшествующие стандарты) Функциональность Phasor Monitoring Unit (PMU), однако для этого требуется источник временной синхронизации с точностью до микросекунд. Исторически это требовало использования системы распределения времени IRIG-B, поскольку NTP не удовлетворяет требованиям точности. Ряд производителей сейчас продают реле с встроенной поддержкой PTP, что упрощает требования к установке. NTP можно сохранить в качестве метода синхронизации для реле, требующих точности на уровне миллисекунд для последовательности регистрации событий.

В этом примере используется подстанция среднего размера 330/132 кВ, чтобы продемонстрировать простоту PTP. В качестве варианта использования используется фазовый мониторинг, но такие приложения, как шины обработки выборочных значений совместно используемого Ethernet, также могут использовать тот же подход. Электрическая схема подстанции представлена ​​на рисунке 9.

Рисунок 9: Однолинейная схема подстанции 330/132 кВ с «полузащитником» ОРУ 330 кВ и ОРУ 132 кВ со свернутой шиной.

Коммунальные предприятия обычно используют один из двух подходов к проектированию зданий управления подстанцией: либо отдельная диспетчерская со всем оборудованием защиты и управления внутри, либо модульные здания управления (обычно сборные за пределами площадки), которые размещаются на подстанции. Это определит топологию сети Ethernet и необходимый уровень избыточности. В этом примере сеть спроектирована таким образом, что управляющее оборудование 330 кВ и 132 кВ установлено в отдельных зданиях.Для наглядности на рисунке 10 показаны только некоторые устройства. Резервные соединения не используются, показана только одна схема защиты.

Для этого примера были выбраны реле серии

GE «UR», поскольку они имеют встроенные функции PMU и поддерживают PTP для требуемой высокоточной временной синхронизации (вместо того, чтобы требовать IRIG-B, как это делает большинство реле защиты). Встроенная поддержка PTP также доступна в реле защиты для распределительных и промышленных приложений. Этот пример включает реле защиты распределения, ABB REV615, которое имеет встроенную поддержку PTP для управления батареей конденсаторов.

Рисунок 10: Топология сети для подстанции 330/132 кВ с центральным зданием связи и двумя зданиями защиты / управления.

Основным источником времени являются часы Grandmaster Clock со спутниковым приемником. Рекомендуется, чтобы главные часы PTP также были главными часами NTP, поскольку NTP может использоваться серверами автоматизации, шлюзами SCADA, счетчиками энергии и реле защиты, требующими точности на уровне миллисекунд.

Коммутаторы Ethernet

используются для распространения сообщений PTP по всей подстанции, наряду с IEC 61850, DNP3, HTTP, SNMP и любыми другими используемыми протоколами.Трафик PTP настолько мал по объему, примерно 420 байт в секунду, что никак не влияет на остальную часть сети. На рисунке 11 показан захват Wireshark трафика PTP от часов Tekron grandmaster, передающих один Sync (красный), Follow Up (пурпурный), Announce (синий) и Peer Delay Request (зеленый) в секунду, и ответ с помощью одного ответа задержки узла (желтый) и последующего ответа ответа задержки узла (желтый) в секунду.Этот двухэтапный режим работы создает наибольший сетевой трафик PTP, и это наихудший случай.

Рисунок 11: Сетевой трафик PTP, передаваемый двухступенчатым генератором тактовых импульсов.

«Корневой коммутатор» - это центр сети Ethernet подстанции. Именно здесь к локальной сети подключаются услуги «всей подстанции», такие как шлюзы SCADA (к центрам управления), операторские интерфейсы (HMI), системы безопасности и рабочие станции инженеров. В этой конструкции есть два дополнительных выключателя, по одному для защитных устройств 330 кВ и 132 кВ.Это уменьшает количество кабелей Ethernet, необходимых для связи с реле защиты. Локальные переключатели в каждом здании управления обеспечивают горизонтальную связь между реле защиты (например, сообщения GOOSE для отключения зоны шины и инициирования отказа выключателя), чтобы оставаться в рабочем состоянии, если сетевое соединение с центральным зданием связи выходит из строя.

Количество коммутаторов Ethernet, используемых в сети, составляет:

  • Гибкость: чем больше коммутаторов, тем больше портов
  • Надежность
  • : вероятность отказа одного коммутатора выше, если в эксплуатации находится больше
  • надежность: если выключатель выйдет из строя, над сколькими элементами высоковольтной установки вы потеряете контроль?

Существующие принципы проектирования сети, используемые коммунальными предприятиями, могут быть применены к PTP.Power Profile очень хорошо справляется с избыточными путями и аварийным переключением с использованием протоколов связующего дерева, таких как RSTP, потому что все задержки пути измеряются, даже на «заблокированных» портах. Когда сообщения PTP проходят по альтернативному пути, поле Correction в сообщении Follow Up будет отражать задержку в этом новом маршруте.

При проектировании сети PTP следует учитывать, будут ли коммутаторы Ethernet работать как прозрачные или граничные тактовые импульсы. Прозрачные часы - это самый простой режим работы, который может упростить поиск неисправностей с помощью инструментов сетевого захвата (таких как Wireshark).Преимущество граничных часов состоит в том, что они обеспечивают определенную степень изоляции между ведущими ведущими и нижележащими ведомыми часами. Это потому, что они поддерживают истинные часы внутри, а не просто оценивают время пребывания.

Рассмотрим случай отказа сети между корневым коммутатором и коммутатором 132 кВ. Если переключатель 132 кВ был прозрачными часами, каждое ведомое устройство (реле защиты) будет «отклоняться» от истинного времени и друг от друга из-за неизбежных производственных изменений в их внутренних генераторах.Скорость дрейфа зависит от ряда факторов, включая качество генератора и местные изменения температуры. Если отключение будет продолжительным, то ошибка часов между отдельными реле защиты 132 кВ может стать значительной. Это похоже на ситуацию, когда кабель IRIG-B был оборван в обычной системе синхронизации.

Если, однако, коммутатор Ethernet 132 кВ является граничным тактовым сигналом, каждое подчиненное устройство будет синхронизироваться с внутренними часами граничных часов.При нормальной работе эти внутренние часы будут синхронизированы с ведущими часами восходящего потока в здании связи. Если сетевое соединение с грандмастером потеряно, реле защиты останутся синхронизированными с граничными часами. Местное время на пограничных часах будет медленно уходить от гроссмейстера, и, следовательно, ведомые часы тоже будут дрейфовать, но с точно такой же скоростью. Качество внутренних тактовых сигналов в реле защиты теперь менее важно, поскольку только внутренний генератор в граничных тактовых сигналах определяет скорость дрейфа.

3.2. Замена распределительной системы IRIG-B на PTP

Бывают случаи, когда может быть желательно заменить существующую систему распределения времени или принять новую технологию при расширении подстанции. В этом примере рассматривается расширение передающей подстанции, где требуется дополнительное здание управления. Существующая подстанция использует Ethernet для связи с реле защиты и использует временные коды IRIG-B для синхронизации часов реле защиты.Оптоволоконный кабель используется как для Ethernet, так и для IRIG-B, поскольку он обеспечивает наилучшую помехоустойчивость и безопасность гальванической развязки. Изолированные повторители синхронизации (ITR) используются для преобразования оптических сигналов временного кода IRIG-B обратно в электрические формы, которые могут использоваться реле защиты.

На рис. 12 показана общая компоновка подстанции 330/132 кВ до ее расширения с основным оборудованием, зданиями управления и коммуникационными кабелями.

Рисунок 12: Общая схема подстанции 330/132 кВ с использованием обычного оборудования для синхронизации времени.

У коммунального предприятия есть проект по добавлению еще трех «диаметров» КРУЭ к ОРУ 330 кВ вместе с дополнительным трансформатором 330/132 кВ. Еще одно здание управления будет установлено для размещения реле защиты и другого контрольного оборудования. Хотя можно было бы закольцевать сигнал IRIG-B от здания управления 132 кВ 1, общий путь длинный и вносит временную ошибку из-за задержки распространения. Это «заброшенное» расширение - возможность получить опыт работы с PTP.

Очень мало оборудования требует замены. Если главные часы GPS не могут поддерживать PTP, их необходимо заменить. Tekron TCG 01-G, выбранный для этого примера, поддерживает все существующие временные коды, а также PTP и NTP. Если главный коммутатор Ethernet («корневой» коммутатор) не поддерживает профиль питания, его необходимо заменить на тот, который поддерживает, например GE MultiLink ML3000. Конфигурация старого коммутатора должна быть задокументирована, чтобы все определения VLAN и многоадресных фильтров, конфигурации портов и параметры мониторинга SNMP могли быть реплицированы.

Последний шаг - использовать в новом здании управления транслятор PTP вместо изолированного повторителя синхронизации (ITR). Это преобразует сигнал PTP обратно в IRIG-B (модулированный и / или немодулированный), что позволяет использовать стандартную конструкцию защиты для расширения. Все коммутаторы Ethernet, установленные в новом здании управления, должны быть прозрачными часами Power Profile или граничными часами. На рисунке 13 показана схема модернизированной подстанции. Стоит проверить, были ли реле защиты, используемые в стандартной конструкции энергосистемы, обновлены производителем для поддержки PTP.Это дает еще одну возможность получить опыт работы с PTP без изменения проверенных и проверенных схем защиты.

Рисунок 13: Общая схема расширенной подстанции с дополнительным трансформатором, распределительным устройством и зданием управления.

Для устройств в новом здании управления компенсация задержки распространения не требуется, так как это автоматически выполняется механизмом задержки однорангового узла, указанным в профиле мощности. Это упрощает настройку и ввод в эксплуатацию PMU и других приложений, требующих точности на уровне микросекунд.

Усовершенствованием конструкции панели может быть установка преобразователя PTP в каждую панель вместо межпанельного кабеля IRIG-B. Многие коммунальные предприятия приняли практику отказа от металлических кабелей связи между панелями, и это может быть достигнуто за счет использования PTP через оптоволоконный Ethernet - тот же Ethernet, который используется для связи с реле защиты.

На рисунке 14 показана обычная временная синхронизация с сигналами временного кода AM и немодулированным IRIG-B.Ethernet-соединения с каждым реле используются для целей управления, однако это может быть DNP3 или IEC 60870-5-101 через RS485 в более старой конструкции автоматизации.

Рисунок 14: Обычная синхронизация времени и коммуникационные соединения.

Использование PTP для синхронизации времени на подстанции позволяет использовать для межпанельной связи оптоволоконный кабель. Ведомые часы PTP, такие как транслятор Tekron PTP, используются для генерации обычных временных кодов на каждой панели.Локальная генерация временных кодов IRIG-B означает, что каждая панель может иметь другой формат или часовой пояс, что дает большую гибкость, которая в настоящее время возможна с одним источником IRIG-B. На рисунке 15 показано, как PTP можно использовать для распределения времени между существующими реле защиты с трансляторами и обновленными реле защиты с собственной поддержкой PTP.

Рисунок 15: Синхронизация времени PTP внутри подстанции с использованием комбинации автономных ведомых часов (трансляторов PTP) и реле защиты со встроенной поддержкой PTP.

Внедрение PTP для разработки старых месторождений дает коммунальным предприятиям и системным интеграторам возможность постепенно приобретать опыт работы с PTP. Наличие инфраструктуры PTP обеспечивает испытательный стенд для оценки новых и обновленных реле защиты, которые имеют встроенную поддержку PTP.

Если коммунальное предприятие впервые переходит на Ethernet на подстанции, целесообразно изучить возможность использования коммутаторов Ethernet, которые поддерживают PTP и профиль мощности.Изменения в протоколы могут быть внесены посредством обновлений прошивки в будущем, но это в первую очередь зависит от наличия аппаратной поддержки PTP.

3.3. Дизайн сети для поддержки резервирования и PTP

В разделе 3.1 описаны аспекты PTP сети для новой подстанции. В этом разделе представлена ​​философия проектирования, которая поддерживает PTP и может лечь в основу локальной сети подстанции. Основные принципы:

  • Отказ любого устройства или сетевого канала не приводит к потере управления более чем одним отсеком распределительного устройства высокого напряжения.
  • Используется полностью резервированная дублирующая защита, часто называемая защитой Main1 / Main2, A / B или X / Y.
  • КРУ
  • управляется одним из реле защиты, а не выделенными контроллерами присоединения.

Есть несколько вариантов достижения этого, и у каждого есть свои преимущества и недостатки:

  • Кольцевые или ячеистые сети Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP). Поддерживается большинством, если не всеми коммутаторами Ethernet подстанции. Время, необходимое для восстановления сети после сбоя, не определено.Для стабилизации сети может потребоваться некоторое время, особенно если это сетки, а не кольца.
  • Дублированные сети по протоколу параллельного резервирования (PRP). Отсутствие потери данных при отказе одного канала или коммутатора, простая конструкция. Требуется специальная поддержка или использование «блока резервирования» (также называемого «красным ящиком»), а также требуется увеличенное количество коммутаторов.
  • Высоконадежные кольцевые сети с бесшовным резервированием (HSR). Отсутствие потери данных при отказе одного канала или переключателя, а также отсутствие необходимости в дополнительных коммутаторах.Ограничен кольцевой топологией и требует специальной поддержки со стороны подключенных устройств (например, тактовых импульсов PTP и реле защиты) или использования Redbox для подключения устройств, не поддерживающих HSR, в кольцо.

Пример, представленный в этом разделе, использует PRP и избегает «переключателей присоединения» или «переключателей диаметра», часто используемых для ограничения потери управления после сбоя сети. В некоторых ситуациях PRP может уменьшить количество требуемых коммутаторов Ethernet по сравнению с конструкцией на основе RSTP.

Защита «X» (некоторые утилиты могут называть ее «Main 1») реализована с использованием реле защиты серии GE UR, поскольку они поддерживают PTP, PRP и местное управление распределительным устройством.Защита X будет обеспечивать функции управления и контроля вектора в дополнение к защите. Защита «Y» (или «Main 2») реализована с использованием реле других производителей, которые поддерживают PTP или NTP для синхронизации времени.

На рисунке 16 показана топология сети. Две параллельные сети в PRP называются путями «A» и «B», оба из которых активны постоянно. RSTP работает, блокируя резервные ссылки, чтобы избежать распространения сообщений, и они показаны пунктирной линией между корневым коммутатором 2 и коммутатором Y.Некоторые шлюзовые компьютеры SCADA используют сеть с переключением при отказе, когда второй порт Ethernet остается отключенным, если только основной канал не выходит из строя. Эти резервные ссылки также показаны пунктирными линиями.

Рисунок 16. Избыточная сетевая архитектура с использованием PRP для управления сетью с дублирующими системами защиты.

Ожидается, что шлюзы подстанций в конечном итоге будут поддерживать PRP изначально, позволяя обоим каналам оставаться активными все время. Точно так же коммутатор Y может обеспечивать функциональность «Redbox» (блок резервирования) для реле защиты Y, заботясь о дедупликации кадров.

Ethernet-коммутаторы

, рассчитанные на подстанцию, теперь доступны с высокой плотностью портов, что устраняет необходимость в «коммутационных» коммутаторах в релейных панелях. На небольших подстанциях защитные переключатели (X1, X2 и Y на рисунке выше) могут не потребоваться, и, наоборот, на больших подстанциях может быть полезно иметь набор переключателей X1, X2 и Y для каждого уровня напряжения. Независимо от топологии, использование коммутаторов Ethernet с возможностью прозрачного PTP или граничных часов позволит клиентам PTP подключаться в любом месте сети.

Сетевой дизайн Ethernet для защиты и управления подстанцией снижает затраты на проектирование, строительство и обслуживание. Протокол точного времени, особенно при использовании с профилем мощности, преодолевает многие трудности синхронизации времени, возникающие в системах автоматизации подстанций, и согласуется с тенденцией проектирования для связи подстанций на основе Ethernet.

Tekron имеет более чем десятилетний опыт создания продуктов для синхронизации времени для энергетики.Линейка тактовых сигналов PTP и вспомогательных устройств Tekron была создана в первую очередь для использования на подстанциях, а не как последствие. Этот опыт был использован для создания ряда продуктов PTP, которые позволяют коммунальным и промышленным клиентам разрабатывать схемы синхронизации с использованием современных протоколов и технологий, сохраняя при этом совместимость с проверенными методами.

  1. D.M.E. Ингрэм, П. Шауб, Д.А. Кэмпбелл и Р.Р. Тейлор, «Оценка методов точной синхронизации времени для приложений подстанции», Международный симпозиум IEEE 2012 г. по точной синхронизации для измерений, управления и связи (ISPCS 2012) , Сан-Франциско, США, 23-28 сентября 2012 г.Доступно по адресу http://eprints.qut.edu.au/53218/.
  2. D.M.E. Ингрэм, П. Шауб, Д.А. Кэмпбелл и Р.Р. Тейлор, «Количественная оценка отказоустойчивой точности синхронизации для электрических подстанций», IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement , октябрь 2013 г. Том 62, выпуск 10, стр. 2694-2703. Доступно по адресу http://eprints.qut.edu.au/56835/.

Подстанция | Центр искусств в Сингапуре

Корзина 0 Главная Как дела Около Программ Блог Аренда объекта Нажмите Поддерживать нас Архив Магазин Назад Кабинет редкостей Основные программы (2015-2019) Основные программы (2010-2015) Корзина 0 ГлавнаяЧто о насПрограммыБлогРабота о выставкахПрессаПоддержка Архив Кабинет редкостей Основные программы (2015-2019) Основные программы (2010-2015) Магазин

Как дела

Ноя 5

Подстанция

| Southwire.com

Southwire Навигация
  • Продукты Закрыть Продукты Ознакомьтесь с полным ассортиментом нашей продукции. Посмотреть наш каталог
    • Инструменты и оборудование
    • Алюминий, 600 В вторичного распределения
    • Верхняя передача и распределение из чистого алюминия
    • Строительный провод
    • Крытая антенна MV (CAMV ) Системы
    • Медь голая и покрытая
    • Гибкий трубопровод
    • Кабельные системы подземной передачи высокого напряжения
    • HVAC
    • Промышленные товары
    • Резиновый шнур
    • Международные продукты
    • Leadwire
    • Кабели низкого напряжения
    • Первичные подземные распределительные сети среднего напряжения
    • Кабель в металлической оболочке
    • Крытые кабели
    • Портативный шнур
    • Насос и орошение
    • Стержень
    • SCR ® Технологии
    • SIMpull ® Кабельный ввод
    • Подстанция
    • Телеком
    • CSA HVTECK Бронированные кабели
    • CSA HVTC Tray Cables
    • Кабель CSA Mining
    • Подводящий провод CSA
    • CSA TECK 90 Неэкранированные кабели
    • Строительный провод CSA
.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *