Оптимальная автоматизация подстанции 35 кВ

Подстанций 35/6 (10) кВ в наших электрических сетях очень много, и для них необходимо вырабатывать и применять оптимальные технические решения по релейной защите и автоматизации. Опытом работы над одним из таких проектов компания «ИНБРЭС» и хочет поделиться в этой статье.

Для массового применения на ПС 35 кВ необходимы простые и недорогие решения.

Очевидно, что для этого класса объектов неприменима архитектура цифровой подстанции, разработанная для объектов магистральных сетей. Для массового применения на ПС 35 кВ необходимы простые и недорогие решения с оптимальным (а вовсе не максимальным) использованием новых технологий. Чтобы преодолеть консерватизм эксплуатации, необходимо предложить решение, которое сможет повысить надежность, улучшить эксплуатационные характеристики, снизить капитальные и операционные затраты, а также будет соответствовать действующим НТД и сложившимся сферам ответственности различных служб заказчика.

До оптимизации

На двухтрансформаторной подстанции 35/10 кВ проводилась реконструкция с заменой ОРУ-35 кВ и КРУН-10 кВ на оборудование закрытого исполнения с установкой трех блочно-модульных зданий (ЗРУ-35 кВ, ЗРУ-10 кВ, ОПУ). Большинство терминалов РЗА установлены в ячейках ЗРУ-35 кВ и ЗРУ-10 кВ.

Исходное проектное решение предусматривало установку в ОПУ:

  • шкафа резервной центральной сигнализации (ЦС);
  • двух шкафов (щитов) местного управления (ЩУ) с мнемосхемой (ключи, лампы и др.);
  • автономного шкафа оперативной блокировки (ОБ);
  • комплекса телемеханики (ТМ), состоящего из 5 шкафов.

Итого — 9 шкафов в ОПУ! И это без учета автоматики РПН, АИИСКУЭ, связи, СОПТ, ЩСН. Также было сравнительно большое для ПС 35 кВ количество контрольных кабелей между ОПУ и зданиями ЗРУ. Функциональность систем управления — минимальная: простейшая ТМ, отдельная ОБ, отсутствие интеграции вторичных подсистем в ТМ и АСТУ. Именно так и выполняются сегодня большинство проектов по строительству и реконструкции ПС 35–110 кВ.

Рис. 1. Исходная схема расстановки устройств РЗА, ТМ, местного управления.

Условия проекта потребовали существенного сокращения стоимости и габаритов оборудования вторичных систем. Поставка выполнялась в кратчайшие сроки с одновременной корректировкой проектного решения и разработкой РД. Состав устройств РЗА был принят в соответствии с проектом и действующими нормативными документами «Россетей». Что же касается общеподстанционных устройств и систем управления и сигнализации, то здесь понадобилась существенная оптимизация.

Оптимизация технических решений с использованием цифровых технологий

В описываемом проекте было применено оборудование РЗА серии «Бреслер-0107» производства «НПП Бреслер» и ПТК АСУ ТП «ИНБРЭС». Выполненные мероприятия описаны в следующих подразделах.

Организация централизованной селективной защиты от ОЗЗ с интеграцией в АСТУ

В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью остро стоит проблема селективного определения поврежденного фидера при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). Исходное проектное решение предусматривало использование функции защиты от ОЗЗ, встроенной в устройства РЗА ячеек 6–10 кВ. Селективность данной функции ниже 50%, поэтому даже на новых и условно цифровых ПС поиск «земли», как правило, производится по месту в ручном режиме, что означает необходимость выезда ОВБ на объект и поочередное отключение отходящих фидеров.

Для повышения селективности ЗОЗЗ до 80–90% необходимо применение централизованных защит, работающих по принципу относительного замера и анализирующих токи нулевой последовательности (3Io) всех фидеров секции. Данный принцип реализован в терминале определения поврежденного фидера (ОПФ) «Бреслер-0107.081». Терминалы защиты и управления присоединений 6–10 кВ серии «Бреслер-0107.200» выполняют оцифровку токов 3Io своего присоединения и передают их в векторной форме по цифровой шине в центральный терминал ОПФ. Такая реализация ЗОЗЗ является ярким примером использования технологии цифровой подстанции для повышения селективности работы РЗА без ущерба для надежности.

Повышение надежности и безопасности местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами

Также мы обратили внимание на множество шкафов, обслуживающих цепи ТС, ТУ, ОБ коммутационных аппаратов (КА). Функции этих шкафов формально различны, но по смыслу тесно связаны, а подведенные к ним цепи на 80% дублируют друг друга.

И здесь хотелось бы поспорить с консерваторами, утверждающими, что автономная работа различных устройств и подсистем повышает надежность работы энергообъекта. Автономная работа шкафов ТМ, ОБ, ЩУ допускает одновременно:

  • местное управление КА силами ОВБ со щита управления;
  • телеуправление КА силами диспетчера ЦУС через комплекс ТМ;
  • «черный ящик» (шкаф ОБ), автоматически блокирующий некоторые недопустимые операции без уведомления об этом оперативного персонала ЦУС.

Без применения дополнительных технических решений и организационных мероприятий данная концепция несет в себе существенные риски для безопасности персонала ОВБ при его нахождении на объекте.

Для решения названной проблемы в этом проекте мы применили многофункциональный цифровой шкаф управления и оперативной блокировки (ШУ) на базе контроллера присоединений «ИНБРЭС-КПГ», оснащенный экраном для отображения мнемосхем и ключом выбора места управления (местное/дистанционное). Таким образом исключается возможность одновременного местного и дистанционного управления КА, запрещаются попытки подачи команд, не разрешенных логикой ОБ, а информация о состоянии блокировки каждого КА автоматически предоставляется персоналу ОВБ и ЦУС. Также персоналу ОВБ доступна функция аварийной деблокировки, защищенная отдельным паролем.

Создание легкой АСУ ТП с интеграцией МП РЗА

Цифровой шкаф управления служит основой для дальнейшего построения АСУ ТП. Установив шкаф телемеханики с контроллерами и 3G-модемами и подключив к нему ШУ и цифровые измерительные приборы, мы получили ПТК ССПИ, обеспечивающий полную наблюдаемость объекта и возможность безопасного телеуправления.

Также была реализована интеграция МП РЗА в ПТК. Для этого был выбран протокол стандарта IEC 60870-5-104, так как по быстродействию он существенно превосходит протокол стандарта IEC 60870-5-103, а переход на IEC 61850 привел бы к превышению бюджета проекта.

Отдельно отметим, что интеграция защиты от ОЗЗ в АСТУ исключает необходимость выезда на объект для обнаружения и отключения поврежденного присоединения. Это позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей и безопасность персонала, а также снизить повреждаемость основного электрооборудования.

* * *

На выходе мы получили:

  • комплекс РЗА с улучшенной селективностью и полной наблюдаемостью со стороны АСТУ;
  • повышение надежности и безопасности управления коммутационными аппаратами;
  • компактную АСУ ТП по цене простого комплекса телемеханики;
  • 3 шкафа в ОПУ вместо 9;
  • сокращение затрат на кабельную продукцию и монтаж;
  • упрощение наладки и эксплуатации комплекса вторичных систем.

Объект был введен в работу в 2017 году.

Рис. 2. Схема расстановки устройств РЗА, ТМ, местного управления после оптимизации.

* * *

Читатель ждет уж рифмы «IEC 61850», а что сказать? Скажем правду: в разбираемом проекте по автоматизации подстанции 35 кВ этот стандарт не нашел применения. Использование IEC 61850-8-1 могло бы упростить организацию ОБ, исключить большинство кабельных связей между зданиями, но заказчик не согласовал данное предложение. Но это не трагедия: для эффективной работы ПС в составе интеллектуальных сетей функции ПТК АСУ ТП более полезны и важны, чем выбор протокола связи внутри объекта.

Мы считаем, что выбранное решение оптимально для массового применения на новых и реконструируемых ПС 35 кВ, а также в качестве ПТК объектового уровня для построения «умных» сетей.

Цифровая подстанция

(close)

 

Цифровая подстанция

(close)

Имя пользователя должно состоять по меньшей мере из 4 символов

Внимательно проверьте адрес электронной почты

Пароль должен состоять по меньшей мере из 6 символов

 

Сообщить об опечатке

Текст, который будет отправлен нашим редакторам: