Модернизация системы РЗА на подстанции 220/110 в рамках цифровой трансформации



Предложены технические решения по внедрению цифровых технологий на подстанции 220/110/10 кВ Пензенской области. Изменена логика работы системы релейной защиты и автоматики, улучшена надежность работы подстанции.

Ключевые слова : цифровая подстанция, релейная защита и автоматика, трансформатор тока, мониторинг.

Подстанция 220/110/10 кВ «Шмидта» мощностью 250 МВА обеспечивает электроэнергией четыре района Пензенской области с населением более 80 тыс. человек. Кроме того, энергообъект снабжает электроэнергией производственные станции, которые обслуживают инфраструктуру участков трубопроводов «Дружба-2» и «Уренгой — Помары — Ужгород», проходящих по территории Пензенской области.

Подстанция получает питание с ПС 500/220/110/10 кВ по воздушной линии (ВЛ) 220 кВ, находящейся на расстоянии 101 км, и ПС 220/110/10 кВ по ВЛ 110 кВ, расположенной на расстоянии 113 км.

Открытое распределительное устройство (ОРУ) 220 кВ выполнено по нетиповой схеме «Одна система шин». ОРУ 110 кВ выполнено по типовой схеме № 110–12 «Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин». ЗРУ 10 кВ выполнено по типовой схеме № 10–1 «Одна, секционированная выключателями, система шин».

Релейная защита и автоматика (РЗА) на ПС 220/110/10 кВ «Шмидта» представлены в виде устройств ЭПЗ-1636, БЭМП-ДТЗ.03.

Интеллектуализация подстанции — это процесс модернизации, включающий внедрение цифровых технологий, автоматизации и интеллектуальных систем управления, которые позволяют улучшить работу, надежность и эффективность подстанции.

Интеллектуализация подстанции на основе МЭК 61850 представляет собой процесс модернизации и автоматизации подстанции с использованием единого стандарта для обмена данными между всеми устройствами. Этот стандарт обеспечивает интеграцию, управление и диагностику всех элементов подстанции в режиме реального времени.

Цифровая подстанция (ЦПС) в контексте стандарта МЭК 61850 — это подстанция, в которой организация всех потоков информации при решении задач мониторинга, анализа и управления осуществляется в цифровой форме, а параметры такой передачи определяются единым файлом электронного проекта. В качестве основной среды передачи данных в рамках цифровой подстанции используется локальная вычислительная сеть (ЛВС) на базе технологии Ethernet, а в качестве коммуникационных протоколов применяются протоколы, описанные стандартом МЭК 61850.

Основные преимущества цифровой подстанции:

— единая форма информационных протоколов обмена данными;

— сокращение кабельного хозяйства;

— обеспечение наблюдаемости каналов сбора, передачи информации и управления;

— упрощение механизмов поверки устройств системы, самодиагностика, ремонт по фактическому состоянию;

— формирование единой системы диагностики устройств вторичной коммутации;

— уменьшение возможности дефекта «замыкания на землю в сети постоянного тока»;

— сокращение ошибочных действий оперативного персонала при переключениях на ПС;

— автоматизированный контроль всех операций на подстанции в журнале событий;

— переход к необслуживаемым подстанциям.

Основные недостатки цифровой подстанции:

— несовместимость аппаратного и программного обеспечения различных производителей. Например, при добавлении в систему терминала от ABB технические специалисты сталкиваются с трудностями при интеграции этого терминала в SCADA.

— повышенная сложность и новизна стандарта IEC 61850. У разработчиков, интеграторов и обслуживающего персонала на подстанциях мало опыта в построении подобных систем.

— сбой в одном элементе может привести к лавинообразному развитию аварии, так как все системы обвязаны в единую систему.

— возможность постороннего удалённого доступа к работе подстанции (хакерская атака).

— необходимость квалифицированного обслуживающего персонала и его обучения работе с цифровой подстанцией.

При анализе объекта цифровизации было обнаружено, что примерно 90 % устройств выполнено на электромеханической базе, 10 % — на микропроцессорной.

При модернизации необходимо выполнить замену устаревших устройств РЗА на современные микропроцессорные шкафы.

На рынке представлены следующие отечественные производители:

— ООО НПП «ЭКРА»;

— ООО «Прософт-Системы»;

— ООО НПП «Бреслер»;

— ООО «Релематика»;

— ООО «НТЦ «Механотроника».

Выбор осуществлен в пользу производителя ООО НПП «ЭКРА», так как шкафы релейной защиты ШЭ2607 наиболее распространены по Пензенской области, в том числе на соседней ПС «Новая», что будет обеспечивать полную совместимость оборудования и удобство обслуживания и эксплуатации. Перечень шкафов РЗА на ПС приведен в таблице 1.

Таблица 1

Шкафы РЗА и АУВ

АТ-1, АТ-2

Основная защита:

ШЭ2607 042 — защита автотрансформатора

Резервная защита СН:

ШЭ2607 072 — резервная защита автотрансформатора

Резервная защита НН:

ШЭ2607 072 — резервная защита автотрансформатора

Контроль изоляции вводов:

Шкаф типа ШЭ2607 142 с терминалами БЭ2502А 1401 и ШНЭ 2114

Автоматика В-220, В-110, В-10:

ШЭ2607 019 — автоматика управления выключателем (выключателями)

1(2) СШ-220

ШЭ2607 063 — защита сборных шин с ручной (автоматической) фиксацией присоединений

ШЭ2607 064 шкаф централизованного УРОВ на 18 присоединений

ВЛ 220кВ Шмидта — Пенза2

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — Шмидта С/Х

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — Н

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — Б

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — Б2

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — В

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

ВЛ 110кВ Шмидта — Н Т

Основная защита:

ШЭ2607 081…084 — дифференциально-фазная защита линии

Резервная защита и АУВ:

ШЭ2607 011021 (012021) — защиты ВЛ и автоматика управления линейным выключателем

1(2) СШ-110

ШЭ2607 063 — защита сборных шин с ручной (автоматической) фиксацией присоединений

ШЭ2607 064 шкаф централизованного УРОВ на 18 присоединений

СВ-110

ШЭ2607 015 — защита и автоматика управления секционным (шиносоединительным) выключателем

ОВ-110

ШЭ2607 013 — защита и автоматика управления Обходным выключателем

Шкафы РЗА серии ШЭ2607 укомплектованы терминалами серии БЭ2704, которые обеспечивают:

— прием аналоговых сигналов от трансформаторов тока и напряжения и преобразование их в цифровой вид;

— прием входных дискретных сигналов;

— управление выходными реле;

— выполнение функций релейной защиты и (или) автоматики в зависимости от установленного в терминале программного обеспечения;

— местное управление посредством кнопок управления и визуализацию выводимой информации с помощью графического TFT дисплея; местную световую сигнализацию, осуществляемую с помощью двухцветных светодиодных индикаторов;

— осциллографирование аварийных процессов;

— регистрацию событий;

— функцию измерения электрических параметров сети переменного тока (наличие функции зависит от конфигурации терминала);

— приём импульсов синхронизации времени от системы точного времени по оптическому каналу связи;

— взаимодействие с различными системами АСУ ТП и комплексом программ EKRASMS посредством цифровых каналов связи;

— формирование GOOSE-сообщений по сети Ethernet в соответствии с протоколом МЭК 61850–8-1 (в зависимости от исполнения терминала); — приём GOOSE-сообщений по сети Ethernet в соответствии с протоколом МЭК 61850–8-1 (в зависимости от исполнения терминала);

— прием цифровых отсчетов сигналов (ЦО, или SV — Sampled Values) по «шине процесса» в соответствии со спецификацией МЭК 61850–9-2LE.

Модернизация в системе РЗА

Из-за изменения первичной схемы по 220 кВ, замены отделителей (ОД) выключателями и добавления оптических трансформаторов тока, необходимо изменить логику управляющих воздействий, ДФЗ, комплекта ступенчатых защит, АПВ, УРОВ.

Система РЗА до реконструкции представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Система РЗА до реконструкции

Выходные цепи РЗ и СА на ПС Шмидта действуют:

— на отключение В 110 АТ-1 и В 110 АТ-2;

— на пуск устройств резервирования отказа выключателей (УРОВ) 110 кВ;

— на пуск автоматики отключения отделителей ОД 220 АТ-1 и АТ-2;

— на предупредительную и аварийную сигнализацию.

Выходные цепи РЗ и СА на АТ-1 ПС Шмидта действуют:

Основные защиты действуют без выдержки времени на отключение АТ‑1:

— останов ВЧ передатчика ДФЗ ВЛ 220 кВ КСК-2 — Шмидта;

— включение КЗ 220 АТ-1 (ф. А) (при этом отключается В 220 Шмидта на ПС 500 кВ КСК-2);

— отключение В 110 АТ-1 (ОВ 110) и В 110 АТ-2 (ОВ 110);

— отключение В 10 АТ-1 и В 10 АТ-2;

— отключение ОД 220 АТ-1.

Резервные защиты реализованы следующим образом.

ТЗОП на стороне 220 кВ, ТЗОП на стороне 110 кВ, МТЗ на стороне 110 кВ от симметричных КЗ с пуском по напряжению, трехступенчатая ТЗНП на стороне 110 кВ, МТЗ от симметричных КЗ на стороне 10 кВ действуют:

— с первой выдержкой времени на отключение СВ 110;

— со второй выдержкой времени на отключение В 110 АТ-1 (ОВ 110);

— с третьей выдержкой времени на отключение АТ-1 (останов ВЧ передатчика ДФЗ ВЛ 220 кВ КСК-2 — Шмидта, включение КЗ 220 АТ-1 (ф. А), отключение В 110 АТ-2 (ОВ 110), В 10 АТ-1, В 10 АТ-2, ОД 220 АТ-1).

МТЗ на стороне 10 кВ действует:

— с первой выдержкой времени на отключение В 10 АТ-1;

— со второй выдержкой времени на отключение АТ-1 (останов ВЧ передатчика ДФЗ ВЛ 220 кВ КСК-2 — Шмидта, включение КЗ 220 АТ-1 (ф. А), отключение В 110 АТ-1 (ОВ 110) и В 110 АТ-2 (ОВ 110), В 10 АТ-2, ОД 220АТ-1).

Аналогично осуществляется РЗА со стороны АТ-2.

Сетевая автоматика: в случае успешного АПВ ВЛ 220 кВ КСК-2 — Шмидта со стороны ПС500 кВ КСК-2 происходит АПВ В 110 АТ-1 и АТ-2 (ОВ 110) на ПС 220 кВ Шмидта с контролем синхронизма напряжений 220 и 110 кВ.

В случае неуспешного АПВ ВЛ на ПС 220 кВ Шмидта происходит отключение в бестоковую паузу ОД 220 АТ-1 и АТ-2 с последующим АПВ В-110 АТ-1 и АТ-2 (ОВ 110) по факту отключенного положения отделителя.

АПВ:

ПС 500 кВ КСК-2 — АПВ без контролей (простое);

ПС 220 кВ Шмидта — АПВ В 110 АТ-1 и В 110 АТ-2 с контролем синхронизма на шинах 110 и 220 кВ или по факту отключенного положения отделителей ОД 220 АТ-1(2).

УРОВ:

На ПС 500 кВ КСК-2 применяется общеподстанционное устройство (ОПУ) резервирования отказа выключателей 220 кВ (УРОВ 220 кВ). В схеме УРОВ задействованы токовые реле панели ЭПЗ-1636. При срабатывании защит линии и отказе линейного выключателя 220 кВ устройство действует на отключение всех присоединений 1 СШ 220 через выходные реле избирательных органов ДЗШ 220 кВ с запретом АПВ и на останов передатчика ДФЗ. При работе ДЗШ 220 кВ в режиме нарушения фиксации УРОВ 220 кВ действует на отключение всех присоединений двух систем шин с запретом АПВ и на останов передатчика ДФЗ.

На ПС 220 кВ Шмидта применяется ОПУ резервирования отказа выключателей 110 кВ (УРОВ 110 кВ). В схеме УРОВ задействованы токовые реле панели ЭПЗ-1636. При срабатывании защит линии и отказе вводных выключателей автотрансформаторов 110 кВ (В 110 АТ-1, В 110 АТ-2) устройство действует на отключение всех присоединений 1(2) С 110 через выходные реле избирательных органов ДЗШ 110 кВ с запретом АПВ. При работе ДЗШ 110 кВ в режиме нарушения фиксации УРОВ 110 кВ действует на отключение всех присоединений двух секций шин с запретом АПВ.

При реконструкции схема системы РЗА будет представлена следующим образом (рисунок 2).

Рис. 2. Схема системы РЗА после реконструкции

В этом случае выходные цепи РЗ и СА на ПС Шмидта будут действовать:

— на отключение В 220 АТ-1 и В 220 АТ-2;

— на пуск УРОВ В 220 АТ-1 и В 220 АТ-2;

— на предупредительную и аварийную сигнализацию.

Выходные цепи РЗ и СА на АТ-1 ПС Шмидта действуют:

Основные защиты действуют без выдержки времени на отключение АТ‑1:

— останов ВЧ передатчика ДФЗ ВЛ 220 кВ КСК-2 — Шмидта;

— отключение В 220 АТ-1;

— отключение В 110 АТ-1 (ОВ 110);

— отключение В 10 АТ-1;

Резервные защиты.

ТЗОП на стороне 220 кВ, ТЗОП на стороне 110 кВ, МТЗ на стороне 110 кВ от симметричных КЗ с пуском по напряжению, трехступенчатая ТЗНП на стороне 110 кВ, МТЗ от симметричных КЗ на стороне 10 кВ действуют:

— с первой выдержкой времени на отключение СВ 110;

— со второй выдержкой времени на отключение В 110 АТ-1 (ОВ 110);

— с третьей выдержкой времени на отключение АТ-1 (отключение В 220 АТ-1, отключение В 10 АТ-1).

МТЗ на стороне 10 кВ действует:

— с первой выдержкой времени на отключение В 10 АТ-1;

— со второй выдержкой времени на отключение АТ-1 (отключение В 220 АТ-1, отключение В 10 АТ-1).

Основные и резервные защиты со стороны АТ-2 действуют аналогично, как со стороны АТ-1.

Сетевую автоматику можно исключить.

АПВ:

ПС 500 кВ КСК-2 — АПВ без контролей (простое) — без изменений;

ПС 220 кВ Шмидта — АПВ В 220 АТ-1 и В 220 АТ-2 с контролем синхронизма на шинах 110 и 220 кВ или по факту отключенного положения выключателей В 110 АТ-1(2) и В 10 АТ-1(2).

УРОВ:

На ПС 500 кВ КСК-2 без изменений.

На ПС 220 кВ Шмидта применяется ОПУ резервирования отказа выключателей 220 кВ (УРОВ 220 кВ). При срабатывании защит линии и отказе вводных выключателей автотрансформаторов 220 кВ (В 220 АТ-1, В 220 АТ-2) устройство действует на отключение всех вводных выключателей автотрансформаторов 110 кВ (В 110 АТ-1, В 110 АТ-2) с запретом АПВ.

Заключение.

Изменение логики работы системы РЗА, реконструкция схемы ПС, а также внедрение системы мониторинга автотрансформаторов является стратегически важным шагом для обеспечения надежности энергоснабжения и оптимизации эксплуатационных процессов. Система мониторинга позволяет перейти от традиционного планового обслуживания к обслуживанию по состоянию, снижая затраты и предотвращая аварии. Это полностью соответствует требованиям цифровизации подстанции и повышает её интеграцию в интеллектуальную энергосеть.

Литература:

1. Указ Президента Российской Федерации Путина В. В. от 09.05.2017 № 203 «О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017–2030 годы».
2. Концепция «Цифровая трансформация — 2030» ПАО «Россети» — URL: https://www.rossetivolga.ru/i/files/2019/2/7/kontseptsiya_tsifrovaya_transformatsiya_2030.pdf
3. О единой технической политике в электросетевом комплексе: Положение ПАО «Россети», утв. Советом директоров ПАО «Россети». Протокол от 22.02.2017 № 252. Москва, 2017. — 196 с.
4. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) — М.: Эксмо, 2019. — 505 с.
5. Оборудование ООО НПП «Экра» URL:https://ekra.ru/product/