"Новости Электротехники №2(50)" МОДЕРНИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ 110/35/10 кВ РЗиА как низший уровень АСУ ТП

	< Предыдущая ] [ Следующая >	Журнал №2(50) 2008


	МОДЕРНИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ 110/35/10 кВ РЗиА как низший уровень АСУ ТП Практически все подстанции среднего и высокого напряжения, возведенные в прошлом веке, требовали постоянного присутствия обслуживающего персонала и не имели централизованной системы управления. В настоящее время все энергосистемы страны переходят на автоматизированное управление подстанциями, заменяют изношенное оборудование на новое либо на месте старых подстанций возводят современные. Для подстанций распределительных сетей наиболее эффективен путь модернизации, когда обновленная подстанция соответствует современным требованиям и при этом затраты оказываются гораздо ниже, чем при полной реконструкции или новом строительстве. Вологодские энергетики приводят пример, когда новая подстанция 110/35/10 кВ «Приводино» обошлась им в 240 млн руб., а модернизация подстанции 35/10 кВ «Коммунальная» – в 15 млн руб. Даже с учетом того, что подстанция «Приводино» в 4 раза больше подстанции «Коммунальная», экономия оказалась существенной. Опытом модернизации подстанций с минимальными затратами сегодня делится Борис Анатольевич Щедриков. Борис Щедриков, заместитель начальника МС РЗА Великоустюгских электрических сетей ОАО «Вологдаэнерго» В начале нынешнего столетия почетным президентом РАО «ЕЭС России» А.Ф. Дьяковым была определена стратегия развития электрических сетей: «Электрические сети нового поколения и прежде всего распределительные сети должны выйти на качественно новый уровень – проектироваться как необслуживаемые объекты, а основным принципом их автоматизации должен быть переход от децентрализованных систем управления к централизованным. Электрические сети должны стать составной частью АСУ ТП генерации, транспортировки, распределения и потребления электроэнергии». Еще в 80-х годах прошлого столетия, в Великоустюгских электросетях (ВУЭС) ОАО «Вологдаэнерго» подстанции 35–110 кВ стали частично не обслуживаемыми. Для этого требовалась как минимум система телемеханики (ТМ) и обученный персонал оперативных выездных бригад (ОВБ). РЗиА этих подстанций выполнялась по типовым альбомам «Энергосетьпроекта», предусматривающим наличие постоянного дежурного персонала, и была плохо приспособлена для необслуживаемых подстанций. Без ТМ такие подстанции становились полностью неконтролируемыми и неуправляемыми. Возникало множество проблем, решение которых занимало довольно много времени. Именно этот опыт подготовил технический персонал ВУЭС к модернизации подстанций, о которой хотелось бы рассказать. ИДЕОЛОГИЯ ПОСТРОЕНИЯ ПС В самом начале нынешнего века руководством ВУЭС была поставлена задача разработать, спроектировать, построить и ввести в работу телемеханизированную необслуживаемую подстанцию нового поколения с современным первичным оборудованием, микропроцессорной подсистемой РЗиА, связью и телемеханикой, вся система управления которой должна быть выполнена как нижний уровень АСУ ТП энергосистемы. Опыт эксплуатации подстанций подсказал, как должны выполняться основные подсистемы системы управления (СУ) необслуживаемой подстанции нового поколения, в которые входят: подсистема силового оборудования; подсистема оперативного тока; подсистема РЗА; подсистема ТМ и АСУТП. Подсистема силового оборудования На стороне 110 кВ, после анализа технических характеристик предлагаемого на российском рынке оборудования, была выбрана продукция фирмы АВВ: элегазовые выключатели LTD 145 D1/B; управляемые разъединители и заземляющие ножи 110 кВ типа SGF 123nII-100У1 + 1(2)Е/2(3)МТ50; трансформаторы тока 110 кВ типа IBM-123 с пятью обмотками; трансформаторы напряжения типа CPB 123. На стороне 35 кВ: вакуумные выключатели ВР35НС с магнитной защелкой Ровенского завода высоковольтной аппаратуры; управляемые разъединители и заземляющие ножи РГП-1(2)- 35/1000 УХЛ1 с приводами ПД-14П-06(07) (ЗЭТО, г. Великие Луки); трансформаторы тока ТОЛ 35 кВ с тремя вторичными обмотками; трансформаторы напряжения НАМИ 35 кВ. На стороне 10 кВ: вакуумные выключатели ВВ/ТЕL-10 с блоком управления BU/TEL-220-12-03A на магнитной защелке компании «Таврида Электрик»; трансформаторы напряжения НАМИ 10 кВ; трансформаторы тока ТЛО 10 кВ, которые устанавливаются на каждом присоединении по два на каждую фазу. На стороне 0,4 кВ: выключатели NA1 (0,4 кВ) фирмы CHINT; автоматы с двигательным приводом NM1 (0,4 кВ) фирмы CHINT. Подсистема оперативного тока Подсистема оперативного тока на необслуживаемой ПС должна быть более надежной, чем на ПС с обслуживающим персоналом. Поэтому мы пришли к выводу, что на необслуживаемых ПС нового поколения не должен применяться переменный оперативный ток. Необходимо использовать постоянный или выпрямленный оперативный ток, который дополнительно позволяет реализовать УРОВ 10–35 кВ, ЛЗШ 10–35 кВ, дуговую защиту КРУ 10 кВ. Нами было принято два варианта. Вариант № 1. Постоянный оперативный ток на миниаккумуляторных батареях. Для увеличения надежности применяется схема «мини-АБ + ПВТ (панель выпрямленного тока)», которые работают в параллель через силовые разделительные диоды. Вариант № 2. Выпрямленный оперативный ток на ПВТ. Для увеличения надежности применяется схема «ПВТ + КБП (комбинированные блоки питания)». Наилучший способ подключения ПВТ по цепям напряжения – подключение ПВТ к точкам, откуда на ПС может быть подано напряжение. Использование КБП позволяет иметь полноценную микропроцессорную РЗиА всех присоединений 10 кВ, когда подстанция работает в режиме РП (распределительного пункта), т.е. отключены оба ввода 10 кВ и вся «высокая» сторона ПС, а шины 10 кВ запитываются со смежной ПС по транзитной ВЛ 10 кВ. Подсистема РЗиА Главным принципом разработки подсистемы РЗиА являлась ориентация на типовые схемы «Энергосетьпроекта». Подсистема РЗиА необслуживаемой подстанции нового поколения должна быть надежной и поэтому выполняется в двух уровнях: первый уровень (основной) выполняется на микропроцессорных устройствах РЗиА (МП РЗиА), главным назначением которых является качественное выполнение функций релейной защиты. Вторым, но не менее важным – исполнение функций нижнего уровня АСУ ТП; второй уровень (дополнительный) основан на применении электромеханических устройств РЗиА. Их главная задача – обеспечение надежности всей подсистемы РЗиА ПС в различных экстремальных ситуациях (в режимах низких температур, при отказе МП-терминалов и т.д.). Первоначально этот уровень не выполнялся, но его пришлось разработать после отказа на четырех модернизированных ПС 40 МП-терминалов на присоединениях 10 кВ при температуре – 40 ^OС. Сейчас этот уровень позволяет при выходе из строя всех МП-терминалов ПС обеспечить все присоединения полноценной защитой и ручное включение любого выключателя. Таким образом, подстанция может нести нагрузку с полноценными защитами и без МП-терминалов. Следует отметить, что стоимость таких устройств составляет лишь 1% от стоимости ячейки, то есть практически не влияет на стоимость всей подсистемы РЗиА. Второй уровень работает в параллель с первым, но имеет выдержку времени максимальной токовой защиты (МТЗ) на 0,1с больше. Это необходимо для того, чтобы при КЗ дать отработать МП-терминалу в штатном режиме. А МТЗ второго уровня полностью исправляет ситуацию, которая может возникнуть при отказе МП- терминала в режиме КЗ. Кроме этого, при отказе МП-терминала может потребоваться до нескольких суток на устранение аварии. При наличии МТЗ второго уровня отключать присоединение, где отказал МП-терминал, не требуется (п. 5.9.5 ПТЭ). Схема управления выключателями построена таким образом, что ими может управлять дежурный персонал ПС, персонал ОВБ или диспетчер ДП РЭС с ДП РЭС по ТМ и (или) по АСУ ТП. Сохранены традиционные принципы сигнализации ПС и в первую очередь шинки. Панель ЦС выполняется на МП-блоках БМЦС или «Сириус-ЦС». Применяются только светодиодные блинкеры микропроцессоров, которыми можно управлять с ДП РЭС по ТМ или АСУ ТП. Блинкеры с ручным съемом для необслуживаемой ПС в данном случае непригодны. Схема сигнализации каждой панели РЗиА идентична и имеет одинаковый интерфейс. Телесигнализация выполнена по следующим принципам: с ПС на ДП РЭС выдаются 2 обобщенных сигнала: шинки аварийной (ШЗА) и предупредительной (ШЗП) сигнализации; с ПС с каждого присоединения (панели) выдаются наиболее важные индивидуальные сигналы; диспетчер РЭС, получив с подстанции обобщенные сигналы, просматривает положение выключателей на мнемосхеме и наличие индивидуальных сигналов. После этого он принимает решение, посылать ли на подстанцию ОВБ. Если присутствие ОВБ не требуется, то диспетчер дает команду поднять все блинкеры-светодиоды на подстанции и тем самым приводит схему сигнализации подстанции в исходное состояние. Если ОВБ посылается, то команда съема блинкеров не подается, приехавшая ОВБ переписывает состояние всех блинкеров подстанции и световой сигнализации и передает информацию диспетчеру РЭС для принятия решения; телесигналы стандартизованы, например, ТС1 на всех присоединениях всех ПС обозначает «Выключатель отключен», ТС2 – «Привод выключателя готов к включению» и т.д. Разъединитель (заземляющий нож) Р(ЗН) представляется в виде объекта, положение которого контролируется двумя контактами – нормально замкнутым (НЗ) и нормально отключенным (НО) с помощью реле положения – «отключено» (РПО) и «включено» (РПВ): НЗ – замкнут, НО разомкнут. Р(ЗН) – отключен; НЗ – разомкнут, НО замкнут. Р(ЗН) – включен; НЗ – разомкнут, НО разомкнут. Р(ЗН) – недостоверное состояние; НЗ – замкнут, НО замкнут. Р(ЗН) – недостоверное состояние. Таким образом, осуществляется постоянный контроль Р и ЗН. По лампочкам положения Р и ЗН на панели управления определяется отказ блок-контактов. Персонал подстанции может без помощи специалиста по релейной защите отрегулировать БК. Схема электромагнитной блокировки (ЭМБ) может работать в двух режимах: Режим дистанционного управления Р и ЗН с подстанции. Используется логика деблокировки, заложенная в панели ЭМБ. Режим управления Р и ЗН через АСУ ТП с ДП РЭС. Используется логика деблокировки алгоритма АСУТП. Разработка схем РЗиА велась по следующему принципу: создание принципиальной схемы присоединения (панели), основным критерием которой является проверка возможности работы каждой цепочки схемы и всей схемы в целом на ПС, где постоянный обслуживающий персонал отсутствует; сборка схемы в лаборатории, опробование ее работоспособности на всех режимах. Для необслуживаемой ПС разработано устройство, названное «управляемая накладка» (рис. 2). «Управляемая накладка» нашла применение в управлении схемами АВР 10 и 35 кВ. Ее применение позволяет управлять АВР как на самой ПС, так и с ДП РЭС по ТМ или по АСУ ТП. При выводе АВР с ДП РЭС диспетчер получает возможность управлять вводами 10–35 кВ и секционными выключателями (СВ) 10–35 кВ с ДП РЭС по ТМ или по АСУ ТП. На подстанциях 35–110 кВ, не имеющих ОПУ, при модернизации устанавливается Вагон-ОПУ 35 кВ, в котором размещается оборудование ТМ (АСУ ТП) и связи, оборудование оперативного тока и панели РЗиА, рабочее место персонала ОВБ с полками для документации и стеллажом для инструментов и приспособлений. Опытный образец Вагона-ОПУ 35 кВ изготовлен на ковровском заводе «Электрощит». В будущем предполагается полная комплектация и сборка Вагона-ОПУ 35 кВ на заводе (включая и внутренние кабельные связи), чтобы после его установки на ПС осталось только подключить внешние кабельные связи к общему клеммнику вагона. В итоге можно сказать, что подсистема РЗиА необслуживаемых подстанций выполнена таким образом, что ПС контролируется и управляется по ТМ или по АСУ ТП (при ее наличии) персоналом ОВБ и постоянным персоналом на подстанции, то есть она универсальная. Подсистема ТМ и АСУ ТП На необслуживаемой подстанции обязательно устанавливается система ТМ, или АСУ ТП, или то и другое вместе (в этом случае они взаимно резервируют друг друга). Система ТМ – это многоуровневая система, обеспечивающая телеуправление в основном выключателями подстанции, телесигнализацию и телеизмерения. Система ТМ ПС разделена на три уровня: первый уровень (нижний) – на подстанциях и реализован стойками КП ТМ; второй уровень (средний) – на ДП РЭС и реализуется на двух РС с прикладным ПО; третий уровень (верхний) – на ДП ПЭС и реализуется на двух РС с прикладным ПО. Что касается каналов связи, то, по нашему мнению, они могут быть любыми, даже низкоскоростными. Следует отметить, что пока подсистема ТМ не может работать, как правило, с цифровыми устройствами. В настоящее время появились системы ТМ, умеющие общаться с цифровыми устройствами и называемые SCADA–системами, но мы не берем их в расчет, поскольку они являются закрытыми. Всё программное обеспечение, в том числе и технологическое ПО, создается разработчиками данной системы. Эксплуатационный (и другой) персонал не может привести SCADА-систему в соответствие со схемой ПС при каких–либо изменениях (добавление выключателя и т.д.). Это могут сделать только разработчики данной системы. Однако электрические сети развиваются настолько динамично, что всё предусмотреть заранее невозможно. В результате SCADА-система очень быстро приходит в дисбаланс с существующей энергосистемой и довольно сильно мешает ее динамичному развитию. То, что от реально действующих сегодня систем ТМ надо переходить не к SCADА-системам, а к более совершенным и имеющим большие возможности системам АСУ ТП, у нас сомнений не вызывало. Многоуровневая система АСУ ТП ПЭС также делится на три уровня, как и система ТМ (в полном соответствии с диспетчерской иерархией). В настоящее время выполнена и введена в работу опытная двухуровневая система АСУ ТП открытого типа: нижний уровень АСУТП размещен на подстанции 110/10 кВ «Усть-Алексеево»; средний уровень АСУТП размещен на диспетчерском пункте Великоустюгского РЭС. Расстояние между уровнями – 50 км, они связаны локальной сетью через радиорелейную станцию. Скорость обмена информацией – 2 Мбит/сек. Структурная схема АСУ ТП ВУЭС показана на рис. 3. На уровне ПС все контроллеры объединены по Ethernet в единую сеть. На них установлена сетевая операционная система реального времени QNX – 4.25. АСУ ТП ПС обслуживает все микропроцессорные терминалы и, кроме того, полностью контролирует всю подстанцию самостоятельно (в АСУ ТП заведены все аналоговые и дискретные сигналы). Отметим, что впервые в российской практике в систему заведены аналоговые сигналы в виде векторов (комплексных чисел). Модуль ввода таких сигналов называется МАВСП (модуль аналогового ввода с сигнальным процессором) и способен обработать 16 аналоговых сигналов (пять трехфазных систем сигналов). АСУ ТП контролирует и управляет высоковольтными коммутационными аппаратами, на которых нет терминалов (это разъединители и заземляющие ножи 110 кВ, тележки с выключателями 10 кВ), через схему ЭМБ, заложенную в АСУ ТП. Применена схема «управляемая накладка»–АВР», которая установлена в СР 10 кВ и подключается по цепям управления и сигнализации к АСУ ТП, позволяет вводить и выводить АВР 10 кВ как с подстанции, так и с ДП ВУЭС (на расстоянии 50 км). Положение накладки контролируется в ДП ВУРЭС на главной мнемосхеме. Основной особенностью системы АСУ ТП является то, что выбрана система открытого типа, в которой все технологические алгоритмы создаются в САПРе (системе автоматизированного проектирования). Технолог электрических сетей в САПРе «Автограф» создает алгоритмы для контроллеров. Затем, подключившись к локальной сети АСУТП, он загружает эти алгоритмы в необходимые стойки контроллеров с помощью специальной программы загрузки. Алгоритмы могут загружаться или удаляться на работающем оборудовании АСУ ТП. Главной задачей стала разработка технологического ПО диспетчера РЭС (АРМ диспетчера) и технологического ПО РЗиА (АРМ РЗА) хотя бы в первом приближении (для его дальнейшего совершенствования в процессе эксплуатации) и запуск двухуровневой системы АСУ ТП в работу. Сейчас задача–минимум выполнена. В настоящее время даже небольшой опыт эксплуатации дает достаточно четкое направление совершенствования технологического ПО. Выданы замечания и пожелания диспетчерами РЭС, технологическое ПО анализируется специалистами. Недавно, например, был сделан вывод, что АСУ ТП должна быть выполнена таким образом, чтобы создать для диспетчера РЭС эффект его виртуального присутствия на подстанции, используя не только мнемосхемы, но и реальное видеоизображение, передаваемое с подстанции в режиме реального времени. Частично данное предложение уже реализовано. Поступило еще одно предложение, суть которого сводится к тому, что АСУ ТП должна сама производить анализ всех аварийных ситуаций в РЭС и выдавать диспетчеру рекомендации о приоритете локализации аварийных ситуаций и правильной (с точки зрения АСУ ТП) последовательности действий диспетчера. Этот анализ должны выполнить алгоритмы экспертных систем – системы искусственного интеллекта, как их называют на Западе. Для этого на ДП РЭС должна быть установлена QNX–машина, в которой в «мягком» реальном времени должны работать алгоритмы экспертных систем, выдавая диспетчеру необходимую информа- цию в виде текста на экране или человеческой речи (возможно и то, и другое). ИТОГИ В Великоустюгских электросетях (ВУЭС) ОАО «Вологдаэнерго» выполнен проект (в нескольких вариантах) необслуживаемых телемеханизированных подстанций 110/35/10/0,4 кВ, готовых стать нижним уровнем любой АСУ ТП без каких либо коренных переделок основной части ПС. Эти проекты реализованы на 16 подстанциях в ВУЭС в течение 7 лет (с 2001 по 2007 год). Разработкой занимались специалисты ВУЭС (схемы подстанций) и ПКБ ООО «Стройподстанции» (конструкторская документация на шкафы и панели РЗиА). Изготовление всех устройств РЗиА выполнялось на ковровском заводе «Электрощит». Монтаж и наладка осуществлялись совместно. В результате: коэффициент надежности защит увеличился примерно в 1,7 раза; информативность по телемеханике возросла более чем в 3 раза (до 120 телесигналов с подстанции); информативность и управляемость по МП-терминалам возросла в сотни раз; при отключении АБ подстанция несет нагрузку с полноценными защитами с управлением в ручном режиме; в аварийных режимах КЗ при отключенных трансформаторах собственных нужд и трансформаторах напряжения подстанция штатно ликвидирует аварийный режим полноценными МП-защитами; при полном отсутствии первичного питания подстанции возможно управление подстанцией по телемеханике и по АСУ ТП от АБ. По технологии модернизация может проводиться как для всей подстанции 35(110)/10 кВ (наилучший вариант), так и поэтапно. Например, сначала осуществляется модернизация КРУН 10 кВ, затем ОРУ 35 кВ. Приведем минимальные сроки модернизации всей среднестатистической подстанции 35/10 кВ: а) выполнение проекта – 3 месяца; б) исполнение заказа и закупка оборудования – 2 месяца; в) сам процесс работы (демонтаж–монтаж–наладка) – 2,5 месяца.