ЦПС интересовали следующие вопросы:

• чем «Медведевская» отличается от других ЦПС?
• каков объем цифровизации на подстанции?
• везде ли «медь» заменена на «оптику» и какие технологии на каком уровне напряжения применены?
• каким образом производится мониторинг технического состояния оборудования на подстанции, если отказались от ППР?
• как организована кибербезопасность объекта?
• с какими проблемами пришлось столкнуться в ходе пуско-наладочных работ КРУЭ?

Открыта первая в московском регионе цифровая подстанция

Особенности ПС «Медведевская»

В ходе строительства подстанции «Медведевская» применялось инновационное электрооборудование исключительно российского производства — в том числе впервые в новейшей истории на подстанции установлено КРУЭ 110 кВ, произведенное на петербургском заводе «Электроаппарат». Оно имеет заводской номер «1».

На подстанции установлено следующее основное оборудование:

• КРУЭ 110 кВ на 9 ячеек, выполненное по схеме «две рабочие системы шин» (с электромагнитными ТТ и ТН) и рассчитанное на присоединение 4 линий 110 кВ, двух трансформаторов и шиносоединительного выключателя;
• два силовых трансформатора 110/20 кВ мощностью 80 МВА каждый производства компании «Тольяттинский трансформатор»;
• КРУ 20 кВ производства компании «Самарский трансформатор», выполненное 4‑секционным с вакуумными выключателями и рассчитанное на 20 отходящих линий 20 кВ;
• комплекс РЗА, выполненный на терминалах производства НПП «Экра» и реализующий концепцию цифровой подстанции.

Петр Синютин

Генеральный директор МОЭСК

При строительстве новой подстанции компания учитывает десятки факторов, включая сроки ввода новых мощностей, планы развития территорий, специфику выделенного участка земли, особенности расположения коммуникаций и т. д. Компоновка подстанции — вопрос технически сложный, и, как правило, для его решения применяется оборудование, хорошо зарекомендовавшее себя на других объектах. В случае с подстанцией «Медведевская» компании было бы удобнее поставить КРУЭ зарубежной марки, например производства Siemens — оно и было изначально запланировано в проекте.

Появление отечественного КРУЭ позволяет укомплектовывать подстанции полностью российским оборудованием.

Однако, понимая все риски, МОЭСК взяла на себя ответственность впервые в истории современной России заказать и установить КРУЭ 110 кВ отечественного производства. Разумеется, это потребовало серьезной технической проработки и передовых инженерных решений. Но в противном случае у отечественного предприятия не было бы шансов создать реальный российский продукт. В результате петербургский завод «Электроаппарат» получил опыт производства и внедрения КРУЭ напряжением 110 кВ.

Для энергетиков появление отечественного КРУЭ означает возможность укомплектовывать подстанции полностью российским оборудованием. Это снижает риски роста цен из-за курсовой разницы и нехватки запасных частей. По качеству и надежности российское КРУЭ не уступает мировым брендам, срок его монтажа сравним с монтажом зарубежных аналогов. К тому же отечественное оборудование имеет ценовое преимущество — экономия до 30%.

Понимая риски заказчика, производитель взял повышенные гарантийные обязательства на 15 лет. В течение этого периода специалисты предприятия обязуются в срок до 24 часов прибывать на подстанцию для устранения любых неполадок на оборудовании. Завод расширяет номенклатуру поставляемых на подстанцию ЗИП (запасных частей, инструментов и приспособлений), а также организует склад всех компонентов КРУЭ.

Отвечая на наш последний вопрос, в пресс-службе рассказали, что во время проведения пуско-наладочных работ, связанных с внедрением нового КРУЭ, произошло технологическое нарушение; РЗА сборных шин отработали правильно, в штатном режиме.

Объем цифровизации на подстанции

Цифровая подстанция 110 кВ «Медведевская» построена по принципу формирования шин данных. Всего выделены 3 шины данных управления и измерения:

• шина процесса IEC 61850-9.2LE — для организации цепей измерения РЗА;
• шина подстанции № 1 IEC 61850-8.1 — для организации передачи GOOSE‑сигналов контроля и управления между устройствами РЗА;
• шина подстанции № 2 IEC 61850-8.1 — для организации передачи MMS‑сообщений, настроек, чтения осциллограмм и т.п.

Первые две шины полностью изолированы, в них исключена возможность постороннего дистанционного вмешательства. Шина подстанции № 2 предназначена для дистанционного управления устройствами РЗА и первичным оборудованием, мониторинга указанного оборудования, чтения внутренних регистраторов и осциллограмм и т. п.

Измерения для РЗА выполнены по шинной архитектуре на основе шины процесса. Данные выборочных значений передаются с частотой 80 выборок за период согласно IEC 61850‑9.2LE. Источником данных о первичных величинах служат преобразователи аналоговых сигналов — AMU, — основное назначение которых — преобразование первичного значения тока и напряжения от ТТ и ТН в цифровой код в соответствии с упомянутым стандартом. Значения токов и напряжений используются устройствами РЗА, ПА и КРАП. Подключение к соответствующим преобразователям осуществляется за счет настройки сетевых параметров РЗА. Преобразователи установлены непосредственно у первичного оборудования в помещении КРУЭ 110 кВ и РУ 20 кВ (в ячейках КРУ). Передача выборочных значений тока и напряжений осуществляется по специальной ЛВС — шине процесса.

Для обеспечения надежности применяется технология резервирования PRP (параллельное резервирование). Образуются полностью идентичные сети А и B. При отказе любого сегмента сети работа шины процесса продолжается на рабочей сети без изменения значений первичных сигналов.

Медные кабели на подстанции «Медведевская» используются для питания устройств РЗА и АСУ ТП и для передачи аналоговых сигналов от электромагнитных ТТ и ТН до устройств сопряжения с объектом (УСО), преобразующих измеренные величины токов и напряжений в цифровой сигнал, который передается в устройства РЗА согласно IEC 61850-9.2LE.

Применяемые технологии и мониторинг техсостояния оборудования

Система управления и контроля состояния первичного оборудования и устройств РЗА и ПА построена на ЛВС с организацией шины подстанции с передачей сигналов GOOSE‑сообщений в соответствии с IEC 61850‑8.1. Управление и контроль первичного оборудования осуществляется при помощи устройств преобразователей дискретных сигналов (проектное наименование — DMU). Эти устройства вынесены непосредственно к первичному оборудованию КРУЭ 110 кВ и РУ 20 кВ и выполняют функции сопряжения с первичным оборудованием. При этом названные устройства осуществляют контроль положения коммутационных аппаратов и состояния их технологических цепей, а также управление следующим первичным силовым оборудованием:

• коммутационными аппаратами (разъединители, заземляющие ножи, выключатели) КРУЭ 110 кВ;
• коммутационными аппаратами РУ 20 кВ;
• устройством РПН силовых трансформаторов — и т. п.

Функции РЗА выполнены в шкафах серии ШЭ2607, размещенных в ОПУ РЩ. Управляющие и контрольные сигналы между устройствами РЗА и DMU передаются посредством GOOSE‑сообщений.

Для организации ОБР и обеспечения возможности дистанционного управления КА проект предусматривает шкаф контроллера присоединения ШЭ2607 419, в который также входят функции АУВ с возможностью АПВ.

В списках ниже перечисляются технологии, применяющиеся в различных системах подстанции.

АСУ ТП и ТМ:

• оперативный контроль и управление (SCADA);
• интегрированная система ТМ (ТС, ТУ, ТИ);
• синхронизация времени компонентов ЦПС;
• организация коммуникационного взаимодействия;
• контроль состояния работы сетевого оборудования;
• чтение и архивирование внутренних событий ИЭУ;
• чтение и архивирование осциллограмм ИЭУ;
• мониторинг состояния силового оборудования;
• дистанционное управление силовым оборудованием;
• интеграция системы ЧР в АСУ ТП.

КРУЭ 110 кВ:

• online-мониторинг частичных разрядов;
• online-мониторинг состояния и ресурса выключателей;
• контроль состояния преобразователей AMU и DMU;
• дистанционная настройка (конфигурирование) преобразователей AMU и DMU;
• чтение внутренних регистраторов AMU и DMU;
• прием сигналов телеизмерений (ТИ);
• контроль утечки SF.

Силовые трансформаторы:

• online-мониторинг критических утечек трансформаторного масла;
• непрерывный контроль высоковольтных вводов;
• контроль токов обмоток трансформатора и положения РПН;
• хроматографический online-мониторинг трансформаторного масла.

РЗА 110/20/10 кВ:

• контроль состояния устройств РЗА;
• дистанционная настройка (конфигурирование) устройств РЗА;
• чтение внутренних регистраторов событий устройств РЗА;
• чтение осциллограмм;
• дистанционное управление первичным оборудованием (через устройства РЗА и контроллеры присоединения);
• анализ работы сетевого оборудования;
• чтение осциллограмм КРАП.

НКУ:

• диагностика контроллеров управления ЩСН;
• контроль состояния АВ ЩСН 0,4 кВ;
• контроль состояния АВ и плавких вставок СОПТ;
• диагностика состояния СКИ;
• дистанционный мониторинг повреждений в СОПТ;
• дистанционный контроль состояния АБ.

Общеподстанционные системы:

• мониторинг охранно-пожарной сигнализации;
• мониторинг и дистанционное управления вентиляционными установками;
• контроль температуры помещений и отопления.

Кибербезопасность

В целях обеспечения информационной безопасности шина процесса и шина подстанции полностью изолированы от внешней сети, в них исключена возможность постороннего дистанционного вмешательства.

Редакция благодарит пресс-службу МОЭСК, генерального директора компании Петра Синютина и директора департамента релейной защиты и режимной автоматики электрических сетей Максима Грибкова за помощь в работе над материалом.