УДК 621.311
Д.В. Полковниченко, Д.В. Яковенко
ФГБОУ ВО «Донецкий национальный технический университет»
г. Донецк, ДНР, Российская Федерация
В работе проведен анализ цифровой подстанции. Обоснована целесообразность применения цифровых подстанций, выявлены основные преимущества и недостатки, рассмотрена архитектура построения.
The paper analyzes the digital substation. The expediency of using digital substations is substantiated, the main advantages and disadvantages are identified, and the architecture of construction is considered.
Ключевые слова: цифровая подстанция, интеллектуальная электроэнергетическая система, релейная защита и автоматика, управление, автоматизация.
Keywords: digital substation, intelligent electric power system, relay protection and automation, control, automation.
Цифровая подстанция (ЦПС) – «подстанция, оборудованная комплексом цифровых устройств (терминалов) для решения задач релейной защиты и автоматики (РЗА) и автоматизированной системы управления технологическими процессами – регистрации аварийных событий, учёта и контроля качества электроэнергии, телемеханики» [1].
ЦПС является важным элементом интеллектуальной электроэнергетической системы (ЭЭС) с высоким уровнем автоматизации и наличием информационных и управляющих систем, объединенных в одну сеть. Все процессы обмена информацией и управления работой отдельных элементов ЦПС производятся в цифровом виде на основе универсального стандарта МЭК-61850 «Сети и системы связи на подстанциях» [2], регламентирующий представление данных о подстанции (ПС), как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ) ПС, включая устройства контроля и управления, РЗА, противоаварийной автоматики, счётчики электроэнергии и т.д. Внедрение ЦПС началось с запуска в 2008 г. ПС TVA Bradley 500 кВ в США. Этот проект рассматривался как проверка на практикерешений и совместимости компонентов от различных производителей с учетом требований стандарта МЭК 61850. По результатам работы ЦПС были сделаны выводы о необходимости усовершенствования системы тестирования совместимости отдельных устройств. Оказалось, что хотя формально оборудование соответствовало стандарту МЭК 61850, на практике каждый производитель интерпретировал требования по-своему.
В 2009 г. была запущена ЦПС Alcalade Henares в Испании, при строительстве которой был учтен американский опыт. Особенностью этой ЦПС стало применение устройств сопряжения с коммутационными аппаратами, данные от которых передавались при помощи волоконно-оптической связи на коммутатор.
Далее на лидирующие позиции в мире вышел Китай, где в 2009 г. было введено в эксплуатацию 70 ЦПС, а к концу 2013 г. их количество достигло 893. Очень важным фактором при этом является то, что на введенных в эксплуатацию ЦПС применялась только продукция местных производителей [3]. В последние десятилетия в мире произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических ПС. Появились высоковольтные цифровые трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН); разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами; производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС. Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволяет создать технологическую инфраструктуру для внедрения информационно-аналитических систем, снизить ошибки недоучёта электроэнергии, уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты на обслуживание ПС, а также повысить электромагнитную безопасность и надёжность работы микропроцессорных устройств. Внедрение систем, удовлетворяющих стандарту МЭК 61850, обеспечивает более высокую скорость и безопасность передачи информации, взаимозаменяемость отдельных компонентов системы, повышение надёжности системы. На рис. 1 приведена схема традиционной ПС с аналоговыми измерениями и передачей данных последовательными протоколами. На рис. 2 приведена схема ЦПС с цифровизацией измерения 3-х фазных токов и напряжений, а также других источников данных от систем, датчиков и устройств на ПС.
Основными недостатками традиционной ПС являются использование старых технологий, аналоговых сигналов, медных кабелей, а также ограниченные возможности мониторинга. Переход к передаче сигналов в цифровом виде на всех уровнях управления ПС позволит получить целый ряд преимуществ, в том числе [4]:
1. Снижение капитальных затрат за счёт:
− уменьшения затрат на кабельную продукцию и кабельные сооружения;
− уменьшения стоимости терминалов (унификация аппаратной части, замена модулей ввода на цифровые интерфейсы);
− уменьшения площади земельных участков, необходимых для обустройства ПС (применение оптических цифровых ТТ и ТН, современного микропроцессорного вторичного оборудования);
− увеличения срока службы силового электрооборудования (расширенная диагностика);
− уменьшения затрат на проектирование, монтаж и пусконаладочные работы (уменьшение количества кабелей и оборудования, расширение возможностей по типизации проектных решений в части шкафного оборудования и цифровых связей).
2. Уменьшение эксплуатационных затрат (на техническое обслуживание) за счёт:
− упрощения эксплуатации и обслуживания (постоянная расширенная диагностика в режиме реального времени, в т.ч. метрологических характеристик; сбор и отображение исчерпывающей информации о состоянии и функционировании ПС);
− перехода к «необслуживаемым» ПС, т.е. к ПС без постоянного дежурства на них оперативного персонала, управляемым из удалённых центров управления (с помощью команд телеуправления);
− увеличения точности измерений (особенно при токах менее 10- 15% от Iном) и увеличения, благодаря этому, точности учёта электроэнергии и точности определения мест повреждений;
− сокращения возможности появления дефектов типа «земля в сети постоянного тока» (сокращение размерности систем оперативного постоянного тока, ввиду использования цифровых оптических связей);
− сокращения количества внезапных отказов основного электрооборудования и, связанных с ними, штрафов за недоотпуск электроэнергии и нарушений производственного цикла (расширенная диагностика всего комплекса технических средств ЦПС);
− уменьшения количества сбоев, неправильной работы, отказов РЗА (применение оптических кабелей, вместо медных, повысит электромагнитную совместимость современного вторичного оборудования, микропроцессорных устройств РЗ и автоматики);
− повышения алгоритмической надёжности функционирования РЗА (отсутствие насыщения и возможность измерения апериодической составляющей у оптических цифровых ТТ позволит упростить и усовершенствовать алгоритмы РЗА);
− уменьшения потребления по цепям переменного тока и напряжения (в результате применения оптических ТТ и ТН).
В то же время, при реализации проектов ЦПС имеется ряд недостатков.
В настоящее время до конца не решены вопросы стандартизации таких ПС, ведь каждая крупная сетевая организация (не говоря о странах) имеет свое понимание подобных систем и свои особенности, касающиеся технологий, местных стандартов и систем распределения электроэнергии. А это накладывает ограничения на разработку и внедрение новых ЦПС, т.к. каждую из необходимо проектировать фактически с нуля. Отмечается также повышенная сложность и новизна стандарта МЭК 61850. У разработчиков, интеграторов и обслуживающего персонала на ПС мало опыта построение подобных систем. Но очевидно, что этот недостаток исчезнет с течением времени.
В третьих, остаются нерешенными следующие вопросы:
− надежность ЦПС (в первую очередь, необходимость обеспечения кибербезопасности);
− конфигурирование устройств, как на уровне ПС, так и на уровне предприятия в целом;
− создание общедоступных инструментальных средств проектирования ЦПС на базе МЭК 61850, ориентированных на разных производителей первичного и вторичного оборудования. ЦПС затрагивает все соответствующие компоненты и аспекты ПС:
− систему автоматизации ПС для контроля, защиты и наблюдения;
− связи внутри ПС и от ПС до удалённых центров управления сетью;
− первичное распределительное устройство (РУ) высокого напряжения в технологии с воздушной, газовой или гибридной изоляцией;
− ТТ, ТН: нестандартные измерительные трансформаторы, когда они интегрированы в основное оборудование, предлагают упрощение проектирования. В качестве альтернативы, для модернизации существующие ТТ могут быть подключены к автономным сопрягающим устройствам, устройствам, которые соединяют аналоговые измерительные сигналы с технологической шиной;
− силовые трансформаторы;
− РУ среднего напряжения;
− инструменты для инженерии ПС;
− проверку и ввод в эксплуатацию;
− здание и участок ПС.
Структура ЦПС приведена на рис. 3.
Существует 3 иерархических уровня ЦПС [5].
1. Уровень процесса. Находится в нижней части иерархии. Он включает в себя все первичные устройства, такие как РУ высокого или среднего напряжения и трансформаторы. Он также содержит устройства интерфейса процесса, такие как модули объединения и блокирующие устройства (ИЭУ).
2. Уровень присоединения. Включает все контрольные и защитные средства управления. Электронное оборудование для контроля, защиты, связи и других функций, таких как мониторинг и диагностика, часто упоминается, как вторичное оборудование.
3. Станционный уровень. Включает в себя главным образом оборудование для управления и защиты станции, автоматизированные рабочие места, регистраторы помех и способы передачи данных, например, в центр управления сетью. Другие важные функции, такие как питание вспомогательной станции, не упоминаются в явном виде.
В настоящее время существует система двухэтапной реализации ЦПС.
На первом этапе к имеющемуся на ПС оборудованию добавляется интерфейсный цифровой интеллектуальный модуль.
На втором этапе производится модернизация основного электрооборудования с интеграцией в него специализированных цифровых необслуживаемых датчиков, полевых контроллеров, твёрдотельных исполнительных модулей. Также выполняется расширение объёма задач, выполняемых интерфейсным модулем и доработка всех компонентов ЦПС с учётом опыта эксплуатации.
Выводы
Проведенный анализ показал, что широкое внедрение цифровых подстанций позволит повысить надежность электроснабжения потребителей и управляемость электрической сети, а также снизить затраты на производство и передачу электроэнергии.
Перечень ссылок
1. Лобур, И. А. К вопросу об автоматизации цифровой подстанции / И. А. Лобур, К. А. Назаров // КИП и автоматика: обслуживание и ремонт. – 2022. – № 3. – С.16-22.
2. МЭК 61850-5:2003 «Сети и системы связи на подстанциях. Часть 5. Требования к связи для функций и моделей устройств (IEC 61850-5:2003 «Communication networks and systems in substations – Part 5: Communication requirements for functions and device models».
3. Ярошенко, А. Цифровые подстанции: выгоды и риски [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.elec.ru/publications/peredacha-raspredelenie-inakoplenie-elektroenergi/7675/.
4. Жукова, Е. Цифровая подстанция – важный элемент интеллектуальной энергосистемы [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.ruscable.ru/article/Tsifrovaya_podstantsiya__vazhnyj_element_intellektual ynoj_energosiste/.
5. Моржин, Ю. И. «Цифровая подстанция» – концепция, технология внедрения. Создание опытного полигона «Цифровая подстанция ЕНЭС» / Ю. И. Моржин, С. Г. Попов // Энергия единой сети. – 2012. – № 5(5) . – С. 4-19