Автор:Татьяна Дроздова
«Цифровая подстанция»: практический опыт. Первое в России внедрение технологии на действующем объекте генерации
Опубликовано в журнале «Энергия единой сети», № 3, 2016 г.
Перспектива перехода на технологию «Цифровая подстанция» (ЦПС) при построении систем релейной защиты и автоматизации уже несколько лет является одной из самых обсуждаемых тем электроэнергетического сообщества. Острые дискуссии возникают по вопросам надежности применения этой технологии, плюсов и минусов внедрения оптических измерительных трансформаторов, экономической эффективности появления подобных комплексов, особенностей проектирования и эксплуатации, а так же необходимости разработки специальной нормативной базы. [1],[4]
К сожалению, абстрактные исследования (без привязки к конкретному объекту), а также внешне эффектные технические решения (не имеющие опыта эксплуатации в рамках пилотных проектов) не всегда совпадают с реальностью. Разные объекты имеют разную протяженность, разные условия эксплуатации. Важно также, чтобы пилотный проект был завершен, то есть были проведены испытания, показана работоспособность оборудования и проведено сравнение проектного ТЭО с реальными техническими и экономическими результатами.
Компания «ЭнергопромАвтоматизация» первая в России осуществила промышленное внедрение инновационного комплекса на базе технологии Цифровая подстанция на объекте генерации.
С 2013 года ООО «ЭнергопромАвтоматизация» ведет работы по созданию программно-технического комплекса на базе технологии «Цифровая подстанция» на действующем объекте генерации – Нижегородской ГЭС ПАО «РусГидро». Важной особенностью гидроэлектростанции является частая смена режима работы оборудования, что позволяет быстро достичь основной цели проекта – накопить достаточный объем информации для анализа работы инновационного оборудования. Полученные в результате текущей эксплуатации и периодических натурных испытаний данные дают почву для размышлений и определения вектора дальнейшего развития перспективной технологии с учетом необходимых испытаний и модернизации оборудования, таким образом позволяя выработать стратегию по применению аналогичных комплексов на энергообъектах России.
Проектирование современного и эффективного инновационного решения подразумевает глубокую проработку уже существующих проектов, что и было выполнено на первом этапе – проведен анализ мировых и российских внедрений технологии «Цифровой подстанции», их особенности, характеристики устройств. Выполнена проработка структуры комплекса технических средств и определены привязки оборудования к схеме станции, сформирован рабочий проект и произведена комплектация оборудования и программного обеспечения.
Создание инновационных технологических проектов невозможно без привлечения научного потенциала отрасли, и в рамках данной работы в качестве научного эксперта выступал ОАО «НТЦ ЕЭС». На полигоне ОАО «НТЦ ЕЭС» были проведены предварительные испытания комплекса с использованием средств цифрового моделирования RTDS. Были разработаны модели оборудования и технологических процессов гидроэлектростанции, проверена работа оборудования в условиях повышенной информационной нагрузки (штормовые испытания) и в режиме отказов оборудования сети передачи данных.
Установка прошедшего стендовые испытания комплекса системы автоматического управления была выполнена на блоке генератор – трансформатор №6. Первоначальный состав комплекса в 2015 году был расширен, и на данный момент в опытной эксплуатации находится следующее оборудование различных отечественных и зарубежных компаний: ОТТ и ТН ЗАО «Профотек»; SCADA NPT Expert, контроллер присоединения NPT BAY, контроллер УСО уличной установки NPT MicroRTU, устройство SAMU NPT MU производства ООО «ЭнергопромАвтоматизация»; терминалы РЗА ООО «НПП «ЭКРА», ООО «ИЦ Бреслер» ТОР-300, ABB, Alstom; счетчик электрической энергии ООО «Прософт-Системы» Aris. [2]
Структурная схема комплекса в расширенном варианте изображена на рисунке 1.
В состав комплекса входят: шкаф полевых контроллеров на основе контроллера NPT microRTU (рис.2), обеспечивающий сбор информации на ОРУ от шкафов управления коммутационными аппаратами и передачу команд управления; шкаф контроллеров уровня присоединения на основе контроллера NPT BAY 9.2 (рис.3); шкаф сервера SCADA NPT Expert. Оптические трансформаторы тока, установленные на напряжении 110 кВ со стороны высшего напряжения блочного трансформатора (рис. 4), оптические гибкие трансформаторы тока на главных выводах генератора напряжения 13,8 кВ (рис.5), а также в нейтрали генератора. Оптические трансформаторы напряжения на 110 кВ (рис.4). Устройство MU, встроенное в контроллер NPT BAY 9.2, обеспечивает измерение напряжения на главных выводах и нейтрали генератора. Релейная защита и автоматика блока «генератор-трансформатор» выполнена на базе двух резервированных терминалов производства НПП «ЭКРА» (рис. 6), полностью идентичных традиционным терминалам МП РЗА блоков, установленных на Нижегородской ГЭС. В рамках расширения комплекса установлены терминалы защиты блока и защиты генератора ТОР-300 (рис. 7), терминал защиты трансформатора ABB RET670 (рис. 8) и терминал Alstom Micom P645 (рис. 9).
На полевом уровне дискретные сигналы собираются устройствами NPT microRTU и в виде GOOSE-сообщений передаются по станционной шине на уровень присоединений. Управление коммутационными аппаратами осуществляется путем передачи команды по цифровым протоколам (GOOSE) от контроллера присоединения к NPT microRTU. Аналогично предполагается и действие РЗА на отключение выключателей. Оцифрованные измеренные величины передаются в коммутаторы шины процесса в виде сообщений Sampled Values (SV).
Система единого времени включает в себя программные и технические средства, обеспечивающие прием сигналов точного времени от внешнего источника GPS/ГЛОНАСС. Система выполнена на базе сервера точного времени Meinberg M400/PTP и устройства распределения сигналов PPS Meinberg SDU/TTL/FO. Данные устройства установлены в помещении РЩ ОРУ 110 кВ в шкафу станционного уровня.
Шина процесса и станционная шина выполнены в виде единого оптического кольца (1 Гбит/сек) и разделенных между собой с использованием технологии VLAN.
Важным результатом внедрения проекта стала возможность проводить регулярные натурные испытания в условиях действующего оборудования. Первый цикл испытаний был закончен в октябре 2015 года и включал следующие опыты [3]:
- трехфазное короткое замыкание (КЗ) на выводах генератора;
- трехфазное КЗ на стороне 110 кВ блочного трансформатора;
- однофазное КЗ на стороне 110 кВ блочного трансформатора;
- работа на холостом ходу;
- включение в сеть с контролем синхронизма;
- форсировка тока возбуждения генератора.
Для комплекса «Цифровой подстанции» важнейшим элементом являются сети передачи данных – шина процесса и станционная шина. Их надежности и работе оборудования в условиях отказов ЛВС были посвящены отдельные опыты:
- опыт потери синхронизации PPS;
- опыт потери питания ОТТ;
- опыт обрыва оптического кабеля;
- опыт неисправности сервера времени;
- опыт неисправности сетевого коммутатора;
- опыт подачи дублирующего потока SV (от РЕТОМ 61850);
- опыт неисправности вторичных цепей ТН.
По результатам проведенных испытаний были выработаны решения по дальнейшей модернизации комплекса и доводке оборудования. Так, наряду с выводом о работоспособности установленного комплекса, перспективах его развития и последующего массового промышленного внедрения был определен перечень задач по доводке оборудования. Выявленные в рамках испытаний особенности работы оборудования требуют глубокого анализа специалистами: наличие шумов и выбросов в потоках МЭК 61850-9.2 от ОТТ и ОТН (рис. 10, рис. 11, рис. 12), некорректная обработка устройствами случаев потери синхронизации (рис. 13), отключения питания блоков ОТТ, наличии в сети «ложных» потоков и неисправностей в ЛВС (рис. 14). Устранение выявленных особенностей является первоочередной задачей, решение которой докажет и обоснует необходимость разработки типовых технических решений нового поколения, учитывающих отработанные в режиме опытной эксплуатации технологии и принципы.
Итогом проделанной работы по реализации проекта «Цифровая подстанция» является первый в России инновационный комплекс, установленный на действующем объекте генерации. На данном объекте впервые был проведен комплекс натурных испытаний оборудования. В период производства работ удалось обеспечить совместную работу интеллектуальных электронных устройств (IED) семи производителей (ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ЗАО «Профотек», ООО НПП «ЭКРА», ООО «ИЦ «Бреслер», ABB, Alstom, ООО «Прософт-Системы») по стандарту МЭК 61850. Устройства интегрированы в SCADA NPT Expert, и информация с них доступна на АРМ. Для проведения текущей диагностики и анализа аварийных ситуаций организован сбор аварийных и предупредительных сигналов и централизованный сбор осциллограмм аварийных процессов со всех устройств. АРМ предоставляет удобный интерфейс для доступа как к динамической, так и ретроспективной информации.
Отдельного внимания заслуживают вопросы создания надежных и быстродействующих ЛВС и их разделения на шину процесса и станционную шину. Планируемое расширение комплекса направлено, в том числе, на построение более надежной сетевой инфраструктуры с учетом полученной на данном этапе информации о работе IED при различных сетевых коллизиях и неисправностях.
Для оценки работы устройств и регистрации цифровых измерений в потоках МЭК 61850-9.2 LE компанией «ЭнергопромАвтоматизация» был установлен централизованный цифровой регистратор GOOSE и SV. Данное решение продемонстрировало высокую эффективность для применения при будущих внедрениях «Цифровых подстанций».
Полученные результаты позволяют судить о работоспособности и возможности перспективного использования работающих на шину процесса МЭК 61850-9.2 LE оптических трансформаторов тока и электронных трансформаторов напряжения совместно с цифровыми устройствами релейной защиты, автоматики и управления. Вместе с тем для промышленного использования данной технологии необходимо выполнить ряд работ по подготовке нормативно-технической документации по техническому и оперативному обслуживанию цифровых устройств: измерительного оборудования, терминалов РЗА и контроллеров АСУ ТП нового поколения.
Создание подобного инновационного комплекса позволяет говорить об определенной степени готовности компаний-разработчиков к появлению принципиально новых информационно-управляющих систем на объектах электроэнергетики. При этом очевидна необходимость дальнейшего развития применяемых устройств, технологий и инновационных алгоритмов автоматизации с обязательным выполнением натурных испытаний на действующих объектах. Представляется важным двигаться по пути освоения подобной сложной технологии поступательно, небольшими шагами, с оглядкой на российский и зарубежный опыт, не увлекаясь громкими пиар — компаниями и необоснованными эффектными решениями, понимая, что в случае неудачи у энергетического сообщества может быть потерян интерес к данной, очень перспективной теме.
[1] Алексей Данилин, Татьяна Горелик, Олег Кириенко, Николай Дони. Цифровая подстанция. Подходы к реализации, // Журнал «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение». — 2012. — № 3.
[2] Алексей Морозов, Дмитрий Жуков. Цифровая станция РусГидро, // Журнал «Цифровая подстанция». — 2015.
[3] Елов Н.Е., Кабанов П.В., Морозов А.П., Жуков Д.А. РЕЗУЛЬТАТЫ КОМПЛЕКСНЫХ ИСПЫТАНИЙ ЦИФРОВОГО ПОЛИГОНА НИЖЕГОРОДСКОЙ ГЭС ПАО «РУСГИДРО», // Журнал «Релейная защита и автоматизация». – 2015. — № 4.
[4] Моржин Ю.И., д.т.н., Попов С.Г., к.т.н., Румянцев А.А., Ильин М.Д. Опытный полигон ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» — «Цифровая Подстанция». //Энергия единой сети №3(14), июнь-июль 2014 г.