Основные направления создания комплекса оборудования для интеллектуальных электрических сетей

Опубликовано: 2 февраля 2012 г. в 12:07, 1126 просмотровКомментировать

Введение

Основные требования к интеллектуальным электрическим сетям были сформированы и представлены в опубликованных статьях и докладах еще в 90-хгодах прошлого века, в частности в связи с резким ростом распределенных источников, в т.ч. возобновляемые источники энергии (ВИЭ), подключаемых к сетям.

Через несколько лет за рубежом для описания интеллектуальных электрических сетей стал использоваться термин «smart grid».

Необходимо отметить, что этот термин является более точным для формируемых сетей 21 века, чем часто применяемое в России определение — «интеллектуальные (или умные) сети», так как «smart» — это не только интеллект, но и удобство, безопасность, коммуникабельность.

Поэтому под «умной» электрической сетью следует понимать сеть, которая адекватно и оптимально реагирует на любые внешние и внутренние технологические возмущения на условиях обеспечения удобства, экологичности и безопасности для общества.

Таким образом, интеллектуализация электрических сетей (как внедрение новейших информационных технологий для управления, защиты и мониторинга состояния оборудования и систем) является одной из важнейших, но не единственной тенденцией развития электрических сетей 21 века.

На рис. 1 приведено наше видение развития электрических сетей в 21 веке. Как видно из представленной диаграммы — основой интеллектуализации электрических сетей является повышение автоуправляемости на основе новых информационных технологий. Кроме того, особенностями сетей 21 века должны стать появление «высокоамперных» линий электропередачи, максимальная компактность электросетевых объектов, их экологичность и безопасность, повышение качества и надежности электроснабжения.

Можно выделить три уровня интеллектуализации электрических сетей: верхний — интеллектуализация сетей и систем в целом — как единой мегасистемы, средний — интеллектуализация комплексов оборудования (прежде всего, подстанций) и, наконец, интеллектуализация отдельных видов силового оборудования и потребителей.

Основной задачей настоящего доклада является рассмотрение основных подходов к созданию интеллектуального высоковольтного силового оборудования.

В то же самое время нужно отметить, что все три уровня интеллектуализации связаны между собой, т.е интеллектуальную электрическую сеть следует рассматривать как единый технологический комплекс.

Интеллектуальная электрическая сеть как единый технологический комплекс

Иногда «умные» электрические сети связывают только с потребителями (многофункциональные счетчики, «умные дома» и т.д.). Иногда говорим об «активноадаптивных» сетях, в основном, применительно к системообразующим сетям. Кстати, термин «активно-адаптивные сети» полностью соответствует пониманию «интеллектуальных» электрических сетей, рассмотренному выше. Это не совсем корректно, — «интеллектуальная» электрическая сеть — это единый технологический комплекс.

Общую «умную» сеть, системообразующую, распределительную, локальную можно наглядно представить как единый организм с помощью простой иллюстрации, представленной на рис. 2.

Все эти сети стоят на двойном основании: сетевом интеллектуальном оборудовании и информационной инфраструктуре. Инструментами адаптивной подстройки к внешним и внутренним технологическим изменениям среды являются две «руки» — силовые устройства подстройки — устройства FACTS и электронные устройства тонкой подстройки — новое поколение микропроцессоров — IED (интеллектуальные электронные устройства). Интеллектуальные электронные устройства — это многофункциональные устройства. Они используются в первую очередь как процессоры, а также как цифровые датчики информации и средства автоматизации. IED собирают данные, а затем выполняют дополнительные расчеты и реализуют логику принятого алгоритма. Важным является то, что в дополнение к текущим значениям эти приборы записывают информацию об исправности, эксплуатационные характеристики и историю объекта. Все это и составляет «интеллект» IED, который они проявляют в процессе эксплуатации. Протоколы и каналы связи, имеющиеся в IED и устройствах связи, позволяют интегрировать информацию.

Управляется все это центром («мозгом»), включающем базу данных, технологические системы управления, операторов и диспетчеров. Язык общения — протокол IEC 61850, нервная система — единая процессорная шина, позволяющая работать в реальном режиме времени. Таким образом, умная сеть, независимо от ее уровня, — это единый технологический комплекс.

Интеллектуальные силовые высоковольтные устройства, устанавливаемые на подстанциях, — это, прежде всего, трансформаторное оборудование, коммутационные комплектно-распределительные устройства и системные силовые устройства, обеспечивающие оптимальную работу электрической сети как системы.

Трансформаторное оборудование

По мнению авторов, «интеллектуальным» следует называть трансформатор, обеспечивающий максимально возможный контроль состояния всех систем трансформаторного оборудования (активной части, масла, вводов, системы охлаждения, РПН, технологических защит и др.), самодиагностику и выдачу рекомендаций по дальнейшим действиям в случае появления развивающегося повреждения или ненормированного воздействия на трансформатор. Принципиально важно, что при этом трансформатор должен обеспечивать все режимы управления своими регулируемыми устройствами (РПН, система охлаждения) — автоматический, ручной местный и ручной дистанционный, в том числе из удаленных центров управления, с полным контролем правильности исполнения команд. Последнее обстоятельство становится особенно важным при использовании трансформаторного оборудования в «умных сетях» с необслуживаемыми подстанциями.

ВЭИ им. В. И. Ленина еще в 2005—2006 г г. успешно внедрены в промышленную эксплуатацию системы управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования подстанций «Алюминиевая», «Новгородская» и «Фрунзенская». Эти системы реализованы как элементы цифровых подстанций. Весь обмен информацией осуществлен только по цифровым каналам связи (на тот момент — в стандарте МЭК60870-5-104). Системы реализуют углубленный контроль состояния систем охлаждения и РПН, диагностику перегрузочной способности трансформаторов, регистрацию повышений напряжения и т.д., а также автоматическое и ручное (местное и дистанционное) управление РПН и системами охлаждения. Для обеспечения надежности функционирования и возможности автономной работы при нештатных ситуациях в АСУТП каждая система имела свое полнофункциональное рабочее место, компьютер которой одновременно выполнял функции шлюза для интеграции в АСУТП.

Накопленный опыт внедрения таких систем позволил в дальнейшем отказаться от собственного АРМ и ограничиться лишь установкой шлюзового компьютера. Жизнеспособность такой высокой степени интеграции систем управления, мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования в АСУТП подстанций подтверждена опытом эксплуатации таких систем на ПС «Черкесск», «Южная», «Юго-Западная», «Соболи» и др. В зависимости от объема контролируемого оборудования и географических размеров подстанций использовались как проводные (RS485), так и волоконно-оптические каналы связи, а в зависимости от особенностей реализации АСУТП объектов — разные протоколы обмена информацией (Modbus RTU, МЭК60870-5-104или ОРС). Таким образом, «интеллектуальные» в указанном выше смысле трансформаторы на сегодня не только разработаны, но и успешно эксплуатируются на объектах ЕНЭС. Традиционными, однако, остались способы подключения сигналов от трансформаторов тока обмоток и выходов технологических защит трансформатора (реле Бухгольца, предохранительные и отсечные клапаны и т.д.) к системе РЗА подстанции. Задачей сейчас является переход на организацию всех внутриподстанционных коммуникаций по стандарту МЭК 61850.

Одной из главных проблем для полного перехода к цифровому обмену информацией применительно к трансформаторному оборудованию является раздача заинтересованным абонентам сигналов о мгновенных и действующих значениях токов обмоток трансформатора. Для встроенных в трансформаторное оборудование трансформаторов тока (ТТ), по крайней мере, в ближайшие годы, вряд ли можно ожидать отказа от обычных электромагнитных трансформаторов тока. Поэтому для каждой обмотки потребуется как минимум три ТТ — два для резервированных комплектов защит и один для точных измерений. Скажем, для автотрансформаторов требуется передавать информацию от 9 троек ТТ и трех трехфазных ТН. Технически и экономически вряд ли целесообразно при этом выполнять отдельные объединяющие блоки для выдачи в ЛВС каждой трехфазной группы токовых сигналов, как это предлагается, например в [1].

Правильнее было бы выполнять концентрацию мгновенных измеренных значений токов вместе с другими быстрыми сигналами в общем блоке управления и мониторинга трансформатора [2]. Предлагаемая структура включения интеллектуального трансформатора в систему автоматизации подстанции с дублированием шин процесса показана на рис. 3.

С точки зрения развития трансформаторов в направлении повышения надежности, экологичности, энергоэффективности и безопасности — важнейшим направлением является создание пожаро- и взрывобезопасных трансформаторов со сниженными потерями (негорючие изоляционные жидкости, аморфные стали, склеенные транспонированные провода, упрочненная медь и т.д.).

Авторы хотели бы отметить, что оперативный мониторинг состояния трансформаторов и другого оборудования подстанции — это лишь часть инфраструктуры, необходимой для обнаружения технологических нарушений и предотвращения повреждений оборудования. Наиболее полное использование всего объема обширной информации о состоянии трансформатора, поставляемой современными системами управления и мониторинга, возможно только при наличии руководящей нормативной документации по интерпретации этой информации и необходимых действиях персонала на основе ее анализа. В настоящее время такие документы отсутствуют.

Интеллектуальное КРУЭ

В плане создания оборудования для интеллектуальных электрических сетей КРУЭ следует рассматривать как элементарную базовую ячейку, оборудование которой должно позволять встраивать КРУЭ в общую интеллектуальную систему подстанции и сети в целом. Для эффективного функционирования подстанций необходимо наличие надежных средств, обеспечивающих управление и контроль, защиту и автоматизацию всей системы в комплексе на уровне ячеек КРУЭ. Решение этой проблемы распадается принципиально на две основные задачи.

Первая — разработка с использованием лучшего мирового опыта шкафа управления и мониторинга ячейки КРУЭ, в котором воспринимается информация от первичных датчиков, установленных на оборудовании КРУЭ, осуществляется мониторинг состояния элементов ячейки, оценивается механический и коммутационный ресурсы аппаратов и готовность оперативных цепей, производится управление коммутационными аппаратами. Анализ входной информации и выполнение операций аппаратами выполняется по алгоритмам, учитывающих процессы в оборудовании и внешние влияния. Разработка алгоритмов должна учитывать принципиальные особенности и конструктивное исполнение оборудования КРУЭ — специфику изолирующего газа, компактность конструкции, металлическую заземленную оболочку, климатические параметры.

В шкафу предусматривается ведение журнала с сохранением в памяти процессов, связанных с операциями коммутационных аппаратов, и их осциллографированием.

Для контроля за состоянием функциональных систем шкафа введены устройства самодиагностики. Отображение информации осуществляется на лицевой панели шкафа.

В функциях управления шкафа должна обеспечиваться возможность ручного и дистанционного изменения параметров управления. В соответствии с протоколом МЭК 61850 в шкафу управления и мониторинга ячейки КРУЭ предусмотрены связи для передачи взаимной информации соответствующим подстанционным системам.

Другая задача создания КРУЭ с интеллектуальным оборудованием связана с оснащением его современными датчиками. Для выполнения системой мониторинга КРУЭ своих функций имеющийся опыт применения датчиков в высоковольтном оборудовании подстанций позволяет применить наиболее оправдавшие себя на практике приборы. Датчики контроля состояния элегаза, коммутационных операций аппаратов, целостности цепей управления для условий КРУЭ (с компактностью конструкций и заземленной оболочкой), позволяют получать информацию по сравнению с подстанционным оборудованием традиционного исполнения более экономичными методами. Значение токовой нагрузки и напряжения, а также использование этой информации для оценки коммутационного ресурса аппаратов и выдачи данных для аварийной защиты, достигается в наиболее прогрессивных конструкциях КРУЭ с применением датчиков тока и напряжения, основанных на оптоволоконной технике. В этом случае информация об измеряемых величинах поступает от первичных датчиков, которая воспринимается через оптоволоконный кабель электронным модулем обработки данных, и далее передается на вторичный преобразователь.

Выбор первичных датчиков предполагается провести после сопоставления характеристик систем измерения, использующих различные методы получения первичной информации. В качестве первичных датчиков при измерении тока возможно использовать магниточувствительный кабель (использующий эффект Фарадея), либо применить электромагнитные датчики с сердечником, подобно электромагнитным трансформаторам тока, или без сердечника (пояс Роговского). Для первичных датчиков при измерении напряжения и тока могут рассматриваться оптические датчики, использующие эффект Поккельса, а также емкостной делитель.

Оценка примененных методов измерения тока и напряжения должна проводиться по критериям, учитывающим стоимость оборудования, линейность передачи и частотный диапазон измерений, устойчивость к внешним воздействиям и соответствие требованиям системы релейной защиты.

Развитие распределительных устройств в направлении повышения надежности, безопасности, экологичности и компактности связано с применением КРУЭ110–220 кВс расположеним фаз в одной оболочке, использованием вместо элегаза альтернативных газов (например, воздушной смеси), применением дугогасительных устройств с вакуумными камерами на напряжение 110 кВ (а в перспективе и выше), газоизолированных токопроводов и линий электропередачи, а в перспективе — высокотемпературные сверхпроводящие (ВТСП) линии.

Интеллектуальные системные силовые устройства

К интеллектуальным системным силовым устройствам, прежде всего, относятся устройства FACTS — статические тиристорные компенсаторы (СТК), управляемые продольные компенсаторы, СТАТКОМы, фазоповоротные трансформаторы, управляемые электрические реакторы, вставки постоянного тока и т.д. Сейчас начинают реализовываться основные подходы по интеллектуализации этих устройств — совершенствуются на базовых принципах интеллектуальных устройств системы управления, защиты, автоматики этого оборудования подстанций. Эти подходы, основанные на IED, принципиально мало отличаются от интеллектуализации других силовых электротехнических устройств подстанций.

На рис. 4 приведен СТК 220 кВ производства Ансальдо-ВЭИ, который позволяет стабилизировать уровень напряжений на шинах РП, ограничить уровень перетоков реактивной мощности, снизить потери в энергосистеме, диагностировать состояние оборудования. Важным направлением является разработка унифицированных модулей на фототиристорах и приборах IGBT для ВПТ и ППТ, в которых применяются передовые технические решения по интеллектуальному управлению и диагностике электрических и вспомогательных систем.

Интеллектуальная подстанция

В ВЭИ ведется разработка оборудования для интеллектуальной распределительной подстанции (ИРП).

Структурная схема распределительной подстанции ИРП 110 кВ и комплекса электрооборудования (КЭО) для нее приведена на рис. 5, там же приведен состав оборудования.

1 — ВЧ-заградитель
2 — заземлитель
3 — разъединитель
4 — одноразрывный вакуумный выключатель (ВВ)
5 — привод ВВ
6 — управляемый вакуумный разрядник РВУ
7, 8 — ТТ и ТН (электронно-оптического типа — ЭОТ)
9 — ОПН
10 — силовой трансформатор (Т)
11 — испытательная система (ИС) для контроля состояния и наладки КУЗАР, реализации управляемой коммутации и расчета режима РП;
12 — комплекс управления, защиты, автоматики и регулирования КУЗАР
13 — блок запуска РВУ
14 — АРМ (ОПУ)
15 — оперативный ток (ОТ)
16 — собственные нужды РП (СН)
17 — ЗРУ СН
18 — ЗРУ НН
19 — ШУМТ

Следует отметить, что в нашем представлении КЭО должен быть более совершенным не только по вторичному, но и по первичному оборудованию, хотя моральный срок службы их существенно различается (соответственно 5 и 30 лет). В данном случае новым первичным оборудованием является одноразрывный вакуумный выключатель ОВВ (4), вакуумный управляемый разрядник РВУ (6) вместе с блоком запуска БЗ (13). Указанные элементы позволяют заменить элегазовые выключатели на экологически чистые и дешевые вакуумные, а также осуществить новое свойство управляемой коммутации, позволяющее повысить ресурс и надежность оборудования. Выполняются также весьма перспективные разработки гибридных элегазовых коммутационных устройств, включающих вакуумные дугогасительные камеры, а также с сочетанием вакуумных камер и управляемых вакуумных разрядников на напряжения 10–110 кВ.

Устройства низшего уровня (КУЗАР и ШУМТ) связаны между собой, а также с АРМ высшего уровня с помощью оптоволокна. Использование цифровых оптических датчиков тока и напряжения (ЭОТ) либо отдельно стоящих, либо встроенных в оборудование позволяет всю информационную среду перевести на цифровую основу.

Децентрализация и переход на «цифру» дают следующие преимущества:

  • снизится число датчиков, ликвидируются согласующие трансформаторы в шкафах КУ-ЗАР и ШУМТ;
  • каналы связи и управления заменяются на оптоволокно;
  • шкафы КУЗАР и ШУМТ устанавливаются рядом с оборудованием, что позволяет передавать на АРМ и удаленный диспетчерский пункт меньший поток информации;
  • снизится уровень электромагнитных наводок на микропроцессорные устройства в 2–3 раза,например при разряде молнии.

Опытные образцы КЭО изготавливаются на серийных заводах (Контакт, г. Саратов, ГОСАН, г. Москва) и будут поставлены в распределительные системы ФСК и МРСК.

Общая концепция разрабатываемой ИРП предполагает поэтапную разработку: вначале РУ ВН, затем трансформаторов с сухой или элегазовой изоляцией с пониженным уровнем изоляции, средства компенсации реактивной мощности, токоограничители, а также АСУ ТП, включая АРМ, оперативный ток, собственные нужды и др.

Разработки в части токоограничителей ТО проводятся в двух направлениях: на основе полупроводниковых ПТО напряжением 110–220 кВс использованием двухоперационных тиристоров и сверхпроводящих СТО на напряжения от 3 до 20 кВ с устройствами управления, защиты и диагностики.

Общие требования к разработке:

  • открытая архитектура силовой схемы, позволяющая наращивать, модернизировать и заменять оборудование;
  • открытая структура аппаратных средств и программного обеспечения, позволяющая согласовать аппаратуру и протоколы обмена на разных уровнях АСУ (ИС), а также развивать их по мере расширения РП;
  • высокие требования к надежности РП и АСУ РП за счет применения резервирования в системе управления.

Конечная цель — создание компактной, надежной, энергоэффективной, необслуживаемой, полностью автоматизированной ИРП.

Литература

  1. M. Adamiak, B, Kasztenny, J. Maze-reeuw, D. Mcginn, S. Hodder, Considerations for IEC 61850 Process Bus Deployment in Real-world Protection and Control Systems: a business analysis. Paper B5-102, CIGRE 42d session, Paris, 2008.
  2. L. Hossenlopp, D. Chatrefou, D. Tholomier, D. P. Bui, Procecc bus: Experience and impact on future system architectures. Paper B5-104, CIGRE 42d session, Paris, 2008.
  3. K. Frohlich. Strategic directions2010–2020.ELECTRA № 249, April 2010, p.6—12.

В. Н. ВАРИВОДОВ,
А. Г. МОРДКОВИЧ,
Е. И. ОСТАПЕНКО,
А. Н. ПАНИБРАТЕЦ,
Г. М. ЦФАСМАН,
В. С. ЧЕМЕРИС,
Р. Н. ШУЛЬГА

Рекомендуем почитать

Комментировать

    Еще никто не оставил комментариев.

Для того чтобы оставлять комментарии Вам необходимо зарегистрироваться либо авторизоваться на сайте.