Цифровая подстанция 220/110/35/10 кВ

Цифровая подстанция (ЦПС)- подстанция, оборудованная комплексом цифровых устройств (терминалов) для решения задач релейной защиты и автоматики (РЗА) и АСУТП — регистрации аварийных событий (РАС), учёта и контроля качества электроэнергии, телемеханики. Все оборудование общается между собой и центральным сервером объекта по последовательным каналам связи на единых протоколах.

1. Предпосылки к созданию цифровых подстанций.

1. Снижение капитальных затрат по кабелю и монтажу;
2. Устранение монополии поставщика терминального оборудования за счет стандартизации и унификации сетевых интерфейсов и протоколов;
3. Снижение эксплуатационных расходов;
4. Повышение надежности работы подстанции за счет:

• средств самодиагностики терминалов и информационных сетей с возможностью раннего выявления нештатных режимов работы оборудования;
• исключения несанкционированных и неправильных действий персонала;
• применения волоконно-оптических линий связи, обеспечивающих идеальную гальваническую развязку.

2. Реализация комплексной АСУТП ЦПС на системе «Черный ящик».

Для оценки технологических, экономических и надежностных показателей в реализации ЦПС была выбрана типовая подстанция класса 110/35/10кВ со штатным составом первичного оборудования, с классическими аналоговыми трансформаторами тока и напряжения, размещенными на ОРУ и в помещении КРУ. На рисунке 1 представлена схема такой подстанции, оснащенной унифицированными терминалами серии БИМ.

Терминалы размещены в ОПУ и в КРУ и объединены в общестанционную специализированную локальную вычислительную сеть «Черный ящик» (СЛВС ЧЯ-рис.1 линии зелёного цвета), через которую они общаются с сервером ЧЯ, а через него с внешними потребителями. Обмен информацией выполнен по специально разработанному в 1992г. протоколу BBnet, который обеспечивает, при своей простоте и дешевизне, поддержку всего комплекса задач АСУТП, а так же интерактивный режим настройки всех модификаций БИМ.

Рис. 1

Другая локальная сеть КМО (канал межмодульного обмена- линии красного цвета) служит для объединения ресурсов отдельных терминалов и обеспечивает обмен данными между последними.

Обе локальные сети, в зависимости от топологии, требований по надежности и финансовых возможностей, могут быть реализованы как в проводном (медном) исполнении, так и на основе ВОЛС.

В каждом терминале возможна независимая работа нескольких функций (РЗА, аварийный осциллограф, телемеханика, счетчик электроэнергии), что в некоторых случаях дает заметный экономический выигрыш.

На подстанции, оборудованной комплексом «Чёрный ящик» с микропроцессорными терминалами БИМ решаются задачи:

1. релейной защиты и автоматики;
2. регистрации аварийных событий;
3. телеизмерения, телесигнализации, телеуправления (ТМ);
4. коммерческого и технического учёта электроэнергии (АСКУЭ);
5. контроля качества электроэнергии (ККЭ);
6. определения места повреждения на воздушных линиях электропередач (ОМП);
7. контроля коммутационного ресурса высоковольтного выключателей.

Микропроцессорная РЗА

Настройка терминалов РЗА производится дистанционно через сервер СЛВС ЧЯ или локально посредством персонального компьютера (ПК) по протоколу BBnet. Дальнейшая работа терминалов происходит автономно.

Терминалы РЗА оснащены средствами обмена информацией между собой по КМО. Выполняется обмен аналоговыми и дискретными сигналами для реализации ДЗШ, ЛЗШ, АВР, центральной сигнализации, что позволяет отказаться от многочисленных проводных связей и выполнять постоянную диагностику передачи и приёма сигналов.

Защиты, выполненные на единой аппаратной платформе БИМ:

1. защита и автоматика отходящего фидера 6-35 кВ БИМ ХХХХ Р01;
2. защита секционного выключателя и АВР БИМ ХХХХ Р02;
3. защита секционного выключателя, ДЗШ, АВР 6-35 кВ БИМ ХХХХ Р07;
4. защита ввода в секцию и логическая защита шин 6-35 кВ БИМ ХХХХ Р08;
5. групповая защита от однофазных замыканий на землю в сети 6-35 кВ БИМ ХХХХ Р06;
6. защита двухобмоточного трансформатора (автотрансформатора) БИМ ХХХХ Р23;
7. защита трёхобмоточного трансформатора БИМ ХХХХ Р22, БИМ ХХХХ Р00;
8. резервные защиты трансформатора БИМ ХХХХ Р26;
   автоматическое регулирование напряжения трансформатора под нагрузкой (АРНТ) БИМ ХХХХ Р33;
9. комплексная защита воздушных линий (дистанционная) 110-220 кВ БИМ ХХХХ Р11;
10. дифференциальная защита шин 110-220 кВ. БИМ ХХХХ Р03;
11. центральная сигнализация БИМ ХХХХ Р35, БИМ ХХХХ Р36;
12. автоматика щита постоянного тока. БИМ ХХХХ Р30. БИМ ХХХХ Р31.

Аварийное осциллографирование

Функция аварийного осциллографа может быть установлена в одном терминале БИМ с функциями РЗА или выполнена в отдельном устройстве. По СЛВС ЧЯ выполняется настройка режимов осциллографирования для каждого БИМ и считываются осциллограммы в сервер ЧЯ.

Работа аварийного осциллографа частично зависит от подключения к серверу ЧЯ. Сервер производит синхронизацию записи осциллограмм каждого терминала и объединяет их в единую группу. При неисправности СЛВС ЧЯ каждый терминал записывает в свою память ограниченное количество осциллограмм, которые автоматически считываются в сервер после восстановления работоспособности сети.

Телемеханика

Функции телемеханики могут комплексироваться в БИМ с задачами учета и РЗА.

Комплекс ЧЯ обеспечивает прием текущих параметров электрических цепей, осуществляя постоянные измерения частоты сети, амплитуд и фаз всех аналоговых сигналов, мощностей и энергий по присоединениям, фиксацию состояния дискретных сигналов.

При использовании комплекса ЧЯ в задачах оперативного управления, для связи с оперативным информационным комплексом (ОИК) — используется ряд стандартизованных интерфейсов и протоколов. На сегодняшний день в комплексе ЧЯ реализован набор телемеханических протоколов: МЭК-870-5-101/104, ГРАНИТ, КОМПАС, ТМ-120, что позволяет подключать ЧЯ к пользовательскому ОИК как по каналам телемеханики, так и по Ethernet.

Обеспечивается передача команд управления от ОИК через сервер ЧЯ к терминалам. Терминал выполняет передачу команд управления от системы телемеханики к коммутационному оборудованию с учетом настроек и блокировок.

Коммерческий и технический учёт электроэнергии (АСКУЭ)

Счетчики электронные активной и реактивной энергии серии БИМ С (классов точности 0.2S, 0.5S по ГОСТ Р 52323-2005, класса точности 1 по ГОСТ Р 52322-2005, класса точности 1 по ГОСТ Р 52425-2005) с функцией измерения электрических параметров и средствами автоматики. Все счётчики электроэнергии выпускаются в многотарифном исполнении с годовым календарем. Комплексируются с функциями телемеханики и РЗА.

Контроль качества электроэнергии (ККЭ)

Задача контроля качества электрической энергии выполняется набором аппаратных и программных средств, функционирующих в составе СЛВС ЧЯ. Задача заключается в измерении, контроле и регистрации основных и вспомогательных показателей качества электрической энергии по ГОСТ 13109-97 в трехфазных электрических сетях с номинальной частотой 50 Гц.

Определение места повреждения линии (ОМП)

Программный модуль определения расстояния до места повреждения при КЗ и определения типа КЗ входит в состав программ комплекса «Черный ящик». Определение поврежденных фаз осуществляется путем проверки фазовых соотношений между токами нулевой, обратной и прямой последовательности, а также путем сравнения амплитудных значений тока различных фаз.

Задача использует осциллограммы, сохраненные в сервере ЧЯ.

Контроль коммутационного ресурса выключателей

Выполняется расчет остаточного коммутационного ресурса выключателя по осциллограммам с формированием записи в базу данных. Кроме того, архивируются осциллограммы токов катушек включения и отключения для экспертизы состояния привода выключателя.

3. Технологическая сеть на КМО

Технологическая сеть КМО обеспечивает обмен информацией между группой терминалов. В данной сети все терминалы равнозначны. Таких технологических сетей на объекте может быть несколько. Например, сети терминалов, выполняющих дифференциальные защиты шин и секций разного класса напряжений, дифференциальные токовые защиты линий, логические защиты секций. Обмен логическими сигналами внутри группы позволяет отказаться от передачи управляющих и блокирующих сигналов по контрольным металлическим кабелям.

Обмен происходит фиксированными кадрами длиной 32 или 64 байт. У каждого терминала есть квант времени, в течение которого он выдает в канал свой фиксированный пакет информации. В течение этого времени терминалы, для которых эти данные необходимы, принимают информацию. Весь цикл обмена, при пропускной способности сети 2Мбит/с для 32 терминалов, не превышает 5мс. При обмене векторами токов и напряжений (построение дифференциальных схем) погрешность синхронизации фаз между сигналами разных терминалов не превышает 1-го углового градуса. Кроме аналоговой информации от каждого терминала в кадре уходит до 32 логических переменных. Протокол обмена по КМО обеспечивает гарантированную и синхронную доставку информации между терминалами.

Благодаря функции контроля целостности передаваемых пакетов команд и сигналов, обеспечивается ранее выявление неисправности отдельных узлов сети, что увеличивает надёжность системы вцелом.

В качестве защит и автоматики оборудования ПС 220/110/35 кВ устанавливаются терминалы с функцией передачи информации по КМО следующих типов:

• Автотрансформаторы — защита трёхобмоточного трансформатора (Р22, Р00), резервные защиты трансформатора (Р26), автоматическое регулирование напряжения трансформатора (АРНТ) под нагрузкой (Р33);

• Вводы в секции 110 и 35 кВ — защита ввода в секцию, АЧР (Р08);

• Секционные выключатели 110-220 кВ — дифференциальная защита шин 110-220 кВ (Р03);

• Отходящие линии 110-220 кВ — дистанционная защита линий 110-220 кВ (Р11);

• Секционный выключатель 35 кВ — защита секционного выключателя, АВР, ДЗШ 6-35 кВ (Р07);

• Отходящие линии 35 кВ — защита отходящей линии 6-35 кВ (Р01);

• Групповая защита от замыканий на землю в сетях 35 кВ (Р06);

• Центральная сигнализация — дискретный терминал центральной сигнализации (Р36) со световым табло на 96 ячеек;

• Для обмена сигналами и командами управления между ОРУ 220/110/35 и щитом управления ГЩУ, на ГЩУ устанавливаются дискретные терминалы ретранслятор Р39.

Терминалы устанавливаются на ОРУ 220/110/35 кВ в шкафах распределения у каждого выключателя и трансформатора и соединяются кабелями КМО в следующие независимые группы:

• Сторона 220 кВ;
• Сторона 110 кВ;
• Сторона 35 кВ;
• Автотрансформаторы;
• Групповая защита от замыканий на землю в сети 35 кВ.

Терминалы ретрансляторы Р39 подключены к каждой независимой сети КМО для обмена дискретной информацией между сетями и для выполнения ручных операций к высоковольтному оборудованию (рис.2). На терминал центральной сигнализации Р36 информация собирается также с ретрансляторов Р39.

Сторона 220 кВ

Для реализации дифференциальной защиты шин 220 кВ (ДЗШ) объединяются в группу следующие терминалы стороны 220 кВ:

• Дифференциальной защиты шин — Р03;
• Линий 220 кВ — Р11;
• Резервной защиты трансформатора — Р26.

Работа дифференциальной защиты шин основана на передаче по КМО следующих аналоговых и дискретных сигналов:

• К терминалу ДЗШ (Р03) производится передача значений векторов токов трёх фаз от всех присоединений обеих систем шин — терминалов линий (Р11), терминалов резервных защит автотрансформаторов (Р26);
• К терминалу ДЗШ (Р03) передаются дискретные сигналы положения разъединителей систем шин для селективного отключения присоединений только повреждённой системы шин;
• Терминал ДЗШ (Р03), при срабатывании защиты, передаёт команду отключения к терминалам присоединений (Р11, Р26) системы шин, на которой произошло короткое замыкание.
• От всех терминалов группы на ретранслятор Р39 (ГЩУ) передаются дискретные сигналы для центральной сигнализации.
• От ретранслятора Р39 (ГЩУ) ко всем терминалам группы передаются сигналы ручного управления и блокировок.

Сторона 110 кВ

Для реализации дифференциальной защиты шин 110 кВ (ДЗШ) объединяются в группу следующие терминалы стороны 110 кВ:

• Дифференциальной защиты шин — Р03;
• Линий 110 кВ — Р11;
• Вводов — Р08.

Обмен информацией по КМО аналогичен группе 220кВ.

Сторона 35 кВ

Терминалы стороны 35 кВ (10кВ) объединяются в группы КМО для реализации работы следующих защит и автоматики:

• дифференциальной защиты шин;
• автоматического включения выключателя резервного ввода в секцию (АВР) и автоматического возврата к нормальной схеме питания (возврат из АВР);
• автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматического включения присоединений секции при восстановлении частоты (ЧАПВ).

Объединяются в группу КМО следующие терминалы РЗА стороны 35 кВ:

• секционного выключателя — Р07;
• вводов в секции — Р08;
• линий 35 кВ — Р01.

По КМО производится передача следующих аналоговых и дискретных сигналов:

• к терминалу ДЗШ (Р07) производится передача векторных значений токов трёх фаз от всех присоединений обеих секций — терминалов линий (Р01), терминалов вводов в секции (Р08);
• терминал ДЗШ (Р07), при срабатывании защиты, передаёт команду отключения к терминалам присоединений (Р01, Р08) секции, на которой произошло короткое замыкание;
• для реализации работы АВР и возврата из АВР производится обмен сигналами и командами между терминалом АВР (Р07) и терминалами вводов в секции (Р08):
  • к Р08 — команды включения и отключения выключателей вводов в секции;
  • к Р07 — сигналы положения выключателей вводов;
  • к Р07 сигналы блокировки работы АВР при отключении выключателей от защит;
  • к Р07 дискретные сигналы нормального напряжения от трансформатора напряжения (ТН или ТСН), установленного выше выключателя ввода в секцию.
  • для реализации работы АЧР и ЧАПВ терминал Р08 подаёт команды включения и отключения терминалам линий 35 кВ.
  • От всех терминалов группы на свой ретранслятор Р39 (ГЩУ) передаются дискретные сигналы для центральной сигнализации.
  • От ретранслятора Р39 (ГЩУ) ко всем терминалам группы передаются сигналы ручного управления и блокировок.

Автотрансформатор

Терминалы защиты и автоматики автотрансформатора (трансформатора) объединяются в группу КМО:

• дифференциальной защиты трёхообмоточного трансформатора — Р22, Р00;
• АРНТ — Р33.

По КМО производится передача следующих аналоговых и дискретных сигналов:

• к терминалу Р22 производится передача значений векторов токов трёх фаз стороны НН автотрансформатора от терминала Р00 для реализации ДЗТ;
• к терминалу Р22 передаётся от терминала Р33 значение положения РПН для компенсации небаланса, вызванного применением РПН, в расчёте дифференциального тока ДЗТ.
• От всех терминалов группы на ретранслятор Р39 (ГЩУ) передаются дискретные сигналы для центральной сигнализации.
• От ретранслятора Р39 (ГЩУ) ко всем терминалам группы передаются сигналы ручного управления и блокировок.

Групповая защита от замыканий на землю

Для реализации защиты объединяются в группу КМО терминалы групповой защиты от замыканий на землю в сети 35 кВ (Р06). К каждому терминалу может быть подключено 7 трансформаторов тока нулевой последовательности от семи линий.

По КМО производится приём и передача аналоговых сигналов:

• каждый терминал Р06 выявляет линию с максимальным током нулевой последовательности, из подключённых к нему, и передаёт значение этого тока другим терминалам Р06;
• каждый терминал Р06 получает значения максимальных токов от каждого терминала Р06 для выявления общего максимального;
• напряжение нулевой последовательности подводится к одному терминалу и передаётся по КМО остальным терминалам Р06;
• для отображения номера повреждённой линии на дисплее любого терминала Р06 группы, каждый терминал вместе с максимальным током линии передаёт и получает номер этой линии.

Центральная сигнализация

Для реализации световой и звуковой сигнализации работы защит и автоматики терминал центральной сигнализации Р36 принимает дискретные сигналы от каждого терминала групп КМО при помощи ретрансляторов сигналов Р39.

Терминал Р36 принимает следующие сигналы:

• аварийного отключения выключателей для звуковой аварийной сигнализации;
• общие сигналы срабатывания защит и автоматики терминалов («вызов в секцию») для звуковой предупредительной сигнализации;
• сигналы работы защит и автоматики, контроля цепей напряжения, положения разъединителей и т. д. для отображения на световом табло.

4. Стоимостные показатели

Для оценки реальной экономии от внедрения даже отдельных элементов цифровой подстанции рассмотрим замену контрольных кабелей на ВОЛС.

Применять передачу сигналов и команд по КМО (ВОЛС) можно для замены кабельных соединений на относительно большие расстояния (до 2000 м). Например, для управления и сигнализации выключателями ОРУ, где из-за доступа влаги кабели более подвержены выходу из строя (более частые замыкания на землю).

В этом случае от терминалов защит, установленных в релейных щитах, команды отправляются не проводными связям, а по КМО к терминалу БИМ ХХ50 Р39, установленному на ОРУ. Терминал БИМ ХХХХ.48/32 Р39 имеет 32 дискретных выхода для управления выключателями и автоматикой и 48 дискретных входа для передачи сигналов к оборудованию релейного щита. Для резервирования связи допускается удвоение комплектов терминалов БИМ ХХХХ.48/32 Р39, работающих параллельно друг другу и связанных с релейным щитом двумя оптическими бронированными кабелями.

В таблице 2 показан сравнительный анализ при замене кабелей управления и сигнализации выключателями трёхобмоточного трансформатора, а так же автоматики трансформатора на механизм приёма-передачи по КМО по двум независимым линиям. Дан расчёт для расстояний кабельных проводок от щита управления до ОРУ — 300 м, 1000 м, 2000 м.

Таблица 2

Чем больше расстояние до управляемого объекта, тем разительнее становится экономия при использовании механизма КМО. Из таблицы видно, что даже при небольших расстояниях до объекта (300 м), и применении одного комплекта приёма-передачи, экономия получается в 1.5 раза.

Оборудование КМО прошло испытания на электромагнитную совместимость по ГОСТ Р 50648-94, ГОСТ Р 51317.4.12-99, ГОСТ Р 51317.4.4, ГОСТ Р 51317.4.5, ГОСТ Р 51317.4.2, ГОСТ Р 51317.4.3, ГОСТ Р 51317.4.6, ГОСТ Р 50649-94, ГОСТ Р 51317.4.17-2000, что подтверждено сертификатом соответствия Ростест-Москва № РОСС RU. АЯ46. Н41266.

5. Внедренные комплексы

Система цифровой подстанции разработана в НТЦ «ГОСАН» и, начиная с 2002г. была внедрена на подстанциях 110/35/10кВ Западных ЭС (Можайский РЭС) МОЭСК, в городских сетях г. Красноярск, Бурятэнерго.

6. ЦПС на ВОЛС

Применение оптических каналов связи на ПС напряжением выше 110кВ, при создании архитектуры ЦПС, наиболее оправдано, по причине полной гальванической развязки (кроме питания) терминального микропроцессорного оборудования от высоковольтных цепей.

На рисунке 2 предлагается архитектура в рамках технологий комплекса ЧЯ, которая позволяет полностью отказаться от применения медных контрольных кабелей на ОРУ.

Общестанционная сеть с протоколом BBnet (линии зелёного цвета) построена с применением оптических ретрансляторов HUB/opt и может иметь архитектуру в достаточно вольной интерпретации. Все зависит от требований надежности системы и её цены.

Высокая степень надёжности сетей КМО (красный цвет) обеспечена структурой двойного оптического кольца в каждой системе шин и секций.

Все терминалы установлены вблизи высоковольтного оборудования и связаны между собой короткими оптическими линиями. На ГЩУ вводится минимальное количество оптических линий  от каждого кольца.

Рис. 2

При традиционном размещении всего терминального оборудования  в помещениях ГЩУ, конечно упрощается обслуживание и повышается надёжность всей системы вцелом. Но, принимая во внимание экономию материальных ресурсов, высокую степень надежности (доказано временем) терминального оборудования и наличие многоуровневой системы диагностики, можно с уверенностью заявлять о необходимости развития комплексных АСУТП в рамках цифровых подстанций.