Автор:Татьяна Дроздова
Внедрение новых технологий как способ эффективной модернизации в электроэнергетике
Опубликовано в журнале «Релейная защита и автоматизация» №4-2013»
Внедрение инновационных технологий в электроэнергетический сектор — один из эффективных способов модернизации отрасли, темпы развития которой замедлились в последнее время. Текущее состояние объектов электроэнергетики требует реконструкции в ближайшее десятилетие в силу естественного износа, и как следствие — снижающихся характеристик эффективности и надежности.
Инновационные решения помогут в перспективе достичь такого уровня развития отрасли, который позволит говорить о ее принципиально новой роли в федеральных масштабах. В частности, в последнее время всё более актуальной становится тема перехода к созданию активно-адаптивных сетей (Smart grid), и в том числе сетевых объектов нового поколения – цифровых подстанций (ЦПС).
Особенности применения новейших технологий в разных странах мира различны и обусловлены региональными проблемами и потребностями развития. Так, в странах Европы приоритетным является переход к возобновляемым источникам электроэнергии и реализации элементов умных измерений в составе Smart Grid. Напротив, в Азии большое внимание уделяют передаче электроэнергии на сверхдальние расстояния, передачам и вставкам постоянного тока, а также цифровым подстанциям: уже построено несколько десятков таких объектов, что свидетельствует о целесообразности внедрения данной технологии.
В общем случае, под Цифровой подстанцией понимается технология построения систем автоматизации и управления энергообъектами, которая базируется на открытых стандартах МЭК 61850 с использованием принципиально новых устройств сбора и обработки информации — цифровых трансформаторов тока и напряжения, выносных устройств сопряжения с объектом (УСО) и интеллектуальных электронных устройств.
На сегодняшний день Россия только подходит к внедрению технологии активно-адаптивной сети и пилотных проектов ЦПС. На полигонах ведущих научных институтов ведётся всестороннее изучение различных аспектов ЦПС. В настоящий момент планируется внедрение некоторых элементов ЦПС на подстанциях Федеральной сетевой компании, причем их применение на этих энергетических объектах будет происходить параллельно с созданием традиционных информационно-управляющих систем подстанций, что может вызвать некоторые трудности в оценке целесообразности перехода ЕНЭС на цифровые подстанции.
При внедрении новых технологий необходимо учитывать как общую специфику и историю формирования ЕНЭС, так и некоторые частные особенности, такие как целесообразность применения новых технологий на энергетических объектах низких классов напряжения, возможности частичного применения инновационных технологий, например, на объектах некомплексной реконструкции, и прочие. Также следует учитывать экономическую целесообразность применения новых технологий. Прежде чем приступать к реализации инновационных решений при построении энергетических объектов, необходимо проанализировать существующую ситуацию, выполнить технико-экономическое обоснование выбора той или иной технологии, провести предварительные испытания и тестирование компонентов ЦПС и только потом приступать к внедрению пилотного проекта.
Основное назначение пилотного проекта – комплексная отработка новых инновационных технологий в максимально приближенных к реальной сети условиях, в том числе определение основных технических решений и требований, которым должны удовлетворять создаваемые сегодня ЦПС.
ООО «ЭнергопромАвтоматизация» с июня 2013 года ведет разработку проекта систем автоматизации и управления в рамках договора на проектирование двух подстанций для ОАО «ФСК ЕЭС» (ПС 330 кВ) «Ильенко» (г. Кисловодск) и (ПС 330 кВ) «Каспий» (г. Кизляр)) с внедрением инновационных решений. Для компании это хорошая возможность использования собственных инновационных разработок для проектирования энергетических объектов Scada Studio, проведения комплексного технико-экономического анализа эффективности внедрения новых технологий, построения информационно-управляющих систем подстанций с применением наиболее подходящего оборудования и программного обеспечения.
Существует два вида цифровых измерительных трансформаторов: оптические и электронные. В системах управления и автоматизации цифровой подстанции оптимально применять именно оптические измерительные трансформаторы, так как они используют инновационный принцип измерений, основанный на эффекте поляризация световой волны (эффект Фарадея). Преимущество оптических измерительных трансформаторов состоит в том, что они имеют высокую точность измерений, пожарную безопасность, малые габариты и устойчивость к электромагнитным помехам. В основе электронных измерительных трансформаторов лежит использование аналогово-цифровых преобразователей, тем не менее разработаны они на базе традиционных измерительных трансформаторов.
В случае необходимости, например, при некомплексной реконструкции энергообъекта, данные от традиционных измерительных трансформаторов могут преобразовываться в широковещательные Ethernet-пакеты с использованием мультиплексоров (MergingUnits), предусмотренных стандартом МЭК 61850-9. Сформированные пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.). Частота дискретизации передаваемых данных, в соответствии со стандартом МЭК 61850, 80 точек на период для устройств РЗА и ПА и 256 точек на период для АСУ ТП, АИИС КУЭ и др.
Данные о положении коммутационных аппаратов, ключей режима управления, состоянии цепей обогрева приводов и прочая информация собирается с использованием выносных модулей УСО, устанавливаемых в непосредственной близости от КА и объектовых шкафов управления. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами. Обеспечивается синхронизация устройств с точностью не менее чем 1 мс. От УСО по оптоволоконной линии связи, являющейся частью шины процесса, по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE) осуществляется двунаправленная передача данных о состоянии оборудования и команд управления коммутационными аппаратами.
Набор цифровых датчиков входит в обязательную комплектацию поставки силового оборудования. Существуют специализированные системы мониторинга трансформаторного и элегазового оборудования, которые имеют цифровой интерфейс для интеграции в АСУ ТП без использования дискретных входов и датчиков 4-20 мА. Шкафы управления в современных комплектных распределительных устройствах с элегазовой изоляцией (КРУЭ) позволяют устанавливать выносные УСО для сбора дискретных сигналов. Установка цифровых датчиков в КРУЭ производится на заводе-изготовителе, что позволяет упростить как процесс проектирования, так и монтажные и наладочные работы на объекте.
Другой характерной особенностью ЦПС является возможность объединения среднего (концентраторов данных) и верхнего (сервера и АРМ) уровней в традиционной схеме автоматизации в один станционный уровень. Это связано с единством протоколов передачи данных (протокол МЭК 61850-8-1), при котором средний уровень, ранее выполнявший работу по преобразованию информации из различных форматов в единый для интегрированной АСУ ТП, утрачивает свое назначение. Уровень присоединения включает в себя интеллектуальные электронные устройства, которые получают информацию от устройств полевого уровня, выполняют логическую обработку информации, передают управляющие воздействия через устройства полевого уровня на первичное оборудование, а также осуществляют передачу информации на станционный уровень. К этим устройствам относятся контроллеры присоединения, терминалы МП РЗА и другие многофункциональные микропроцессорные устройства.
Характеристика объекта управления требует особого внимания при проектировании комплекса ЦПС. В зависимости от компоновки и типов основного силового оборудования может быть выбрана принципиально различная структура построения вторичных информационных систем. Проведение всесторонних комплексных исследований и опытная проработка различных проектных решений позволили выделить несколько вариантов построения ЦПС с учетом различных характеристик объекта управления и высоких требований к технико-экономическим показателям внедрения инновационных технологий. Рассмотрим некоторые из них.
Экономический эффект от внедрения оптических трансформаторов при наличии на объекте КРУЭ вызывает сомнения, так как одним из преимуществ ЦПС является сокращение кабельных связей между РУ и ОПУ. Применение инновационных технологий в автоматизации распределительных устройств с элегазовой изоляцией станет оправданным при оснащении КРУЭ встраиваемыми цифровыми трансформаторами тока и напряжения с сохранением предыдущего поколения оборудования. В таком случае внедрение элементов ЦПС даст технические преимущества, а система не подорожает.
Эффективности при установке оптических трансформаторов тока и напряжения можно достичь только на открытых распределительных устройствах в случае строительства нового объекта или такой модернизации существующих, которая включает замену измерительного и трансформаторного оборудования. В случае же реконструкции энергообъекта, наличии на ОРУ традиционных ТТ и ТН, оптимальным вариантом будет использование мультиплексоров.
Если модернизация существующей подстанции осуществляется без замены силового оборудования, для сбора и оцифровки первичной информации рекомендуется устанавливать комбинированные выносные УСО, которые, помимо плат дискретного ввода/вывода, будут содержать платы прямого аналогового ввода (1/5 А). Платы позволяют собрать данные от традиционных трансформаторов тока и напряжения, оцифровать их и выдать в протоколе МЭК 61850-9-2 для применения в инновационных системах АСУ ТП, РЗА, ПА.
При установке выносных УСО существует два способа компоновки. Первый вариант компоновки — для каждого присоединения непосредственно на ОРУ выполняется монтаж конструктива уличного исполнения с системой климат-контроля, в котором размещается дублированный комплект выносных УСО, обеспечивающий резервное управление выключателем. Второй вариант размещения контроллеров управления КА – установка непосредственно в шкафы приводов выключателей и разъединителей. Такое решение обеспечивает сокращение затрат на дополнительные конструктивы и кабельную продукцию, однако может привести к возникновению других проблем – существенному удорожанию приводов разъединителей (контроллеры мониторинга и управления монтируются в шкафу привода каждого разъединителя, в отличие от УСО для присоединения в целом), увеличению количества сетевых устройств и информационных кабельных связей из-за увеличения числа контроллеров шины процесса, а также сравнительному увеличению трудовых и временных затрат на производство новых приводов разъединителей и контроллеров УСО. Проблемой также является отсутствие апробированных промышленных решений для размещения выносных УСО в приводах выключателей.
Вышесказанное позволяет прийти к выводу, что в ближайшей перспективе наиболее рациональными выглядят решения, предполагающие установку отдельных выносных конструктивов на ОРУ. В перспективе же, при условии тщательной конструкторской проработки и с переходом к серийному производству, возможен вариант размещения контроллеров в конструктивах шкафов приводов коммутационных аппаратов.
Благодаря значительному сокращению числа контроллеров АСУ ТП, модулей ввода/вывода контроллеров АСУ ТП и РЗА, сокращению объемов внутришкафного монтажа, количества конструктивов шкафов, и пр. проектирование и внедрение вторичных систем по технологиям ЦПС, при переходе к этапу серийного внедрения, приведет к очевидной экономической выгоде.
Компанией «ЭнергопромАвтоматизация» были проанализированы основные статьи затрат при реализации традиционных и инновационных решений по автоматизации при реконструкции 330 кВ подстанций «Каспий» (с учетом действующего на данном объекте открытого распределительного устройства (ОРУ)) и «Ильенко» (с учетом КРУЭ). Проведенные исследования позволяют сделать вывод, что внедрение инновационных технологий при пилотном внедрениипревосходит по стоимости реализацию привычных вариантов автоматизации – ориентировочно на 1,4% для подстанций с ОРУ и на 17,4% — для объектов с КРУЭ. При промышленном же внедрении и переходе на серийный выпуск продукции ожидается, наоборот, снижение стоимости ЦПС относительно традиционного построения систем автоматизации на 23,6% в случае применения на подстанциях с открытыми распределительными устройствами высоких классов напряжений и на 7,6% для подстанций, оснащенных КРУЭ.
Энергетическое оборудование имеет достаточно долгий срок службы. И капитальные затраты на замену основного оборудования, еще не выработавшего ресурс, неоправданно велики. Преимуществом цифровых решений является то, что они могут внедряться поэтапно. Для интеграции в «умные» сети, которые, несомненно, постепенно будут развиваться, нет необходимости полностью заменять все первичное и вторичное оборудование ПС, тем более, если первичное оборудование было недавно приобретено. Модернизацию можно начинать с самого верхнего уровня управления ПС — станционной шины, а дальше постепенно спускаться на уровень релейной защиты, контроллеров АСУ ТП и т.д.
Не стоит оставлять без внимания и социальный эффект от внедрения инновационного решения для модернизации, среди наиболее значимых факторов следует выделить:
- Повышение надежности энергоснабжения;
- Создание инновационного импульса для экономики;
- Повышение производительности и безопасности труда.
Полученные данные позволяют сделать вывод, что активное внедрение инновационной разработки «Цифровая подстанция» экономически целесообразно для ЕНЭС России. Более того, технология ЦПС ориентирована на будущее, адаптирована к созданию интеллектуальной электрической сети, и, несомненно, будет способствовать дальнейшей эффективной модернизации отрасли.