Подстанция «Медведевская»: детали
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?
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 СинютинГенеральный директор МОЭСКПри 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.
Добрый день, можно ли дать детали по двум вопросам: 1) По результатам проекта – оправдано ли применение PRP для организации шины процесса для передачи измерений? Нужно ли в дальнейшем тиражировать это решение? 2) Как решены вопросы эксплуатации цифрового оборудования? Применяется ли МЭК 61850 ed.2?
Заранее спасибо.
В пресс-службе со ссылкой на экспертов компании нам ответили следующее: