В современной технике явно просматривается упор на цифровые технологии. Различные системы приобретают возможность дистанционного управления и могут обмениваться данными между собой. Взять, к примеру, «умный дом».
Однако для таких важных объектов, как подстанции, цифровизация открывает как большие возможности, такие большие риски. Направление находится на пике технологий и постоянно развивается, поэтому разобраться во всех особенностях могут только специалисты, обладающие полными знаниями в разных областях.
Давайте разберемся и мы.
Как устроена подстанция?
Перед тем как начать разбираться в том, что же такое цифровая подстанция (ЦПС), предлагаю ознакомиться с тем, из каких основных элементов состоит электрическая трансформаторная подстанция переменного тока и какие системы там имеются. Так как эта тема очень объемная, рассказывать буду в общих чертах.
Сердцем подстанции является силовой трансформатор, который преобразовывает переменный элек-трический ток одного напряжения в другое. Различают понижающие и повышающие подстанции.
Разумеется, для работы трансформатору нужна электрическая энергия, которая поступает через распределительное устройство. РУ предназначено для приема и распределения электроэнергии и содержит различные коммутационные аппараты, шины, трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, системы защиты, системы учета, регулирующие устройства и различные вспомогательные системы.
Также посредством РУ преобразованное напряжение от трансформатора поступает на отходящие линии. Различают открытые (ОРУ) и закрытые (ЗРУ) распределительные устройства. Оборудование ОРУ расположено на открытом воздухе, а оборудование ЗРУ, как уже стало понятно из названия, расположено в здании.
Как работает релейная защита?
Для быстрого определения и отключения поврежденных участков электроустановки применяется релейная защита и автоматика (РЗА). Если говорить в общих чертах, то схема работы выглядит следующим образом.
Забегая вперед: основное отличие цифровой ПС от «обычной» — элементная база РЗА, цифровая связь между элементами (в том числе через ВОЛС), а также отсутствие оперативного персонала.
Релейная защита осуществляет постоянный контроль определенного участка. Для этого сигналы от трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН) поступают на измерительные органы. Применение ТТ и ТН позволяет снизить напряжение и производить постоянное измерение параметров.
При превышении контролируемой величиной границ установленного диапазона (уставки) срабатывает реле и переключает контакты, запуская определенный алгоритм. В результате этих действий логическая часть дает команду на коммутационный аппарат, тем самым предотвращая развитие аварии.
Для индикации срабатывания определенной защиты служит указательное реле, а также звуковая и световая сигнализация.
В качестве примера РЗА рассмотрим работу максимальной токовой защиты (МТЗ) на отходящей линии в сети с изолированной нейтралью, с односторонним питанием.
При коротком замыкании на такой линии (на рисунке она обозначена точкой К1) сила тока, проходящего по линии, возрастет и достигнет значений уставки.
При этом через реле П/ст.1 и П/ст.2 будет проходить одинаковый ток IК, тем самым запуская алгоритм действий защит на П/ст.1 и П/ст.2. Однако на П/ст. 1 уставка выдержки времени t1 будет меньше, чем на уставке t2 на П/ст.2. Таким образом, РЗА на П/ст. 1 сработает раньше и отключит поврежденный участок линии.
В данном случае селективность релейной защиты обеспечивается уставкой выдержки времени. Если же по каким-либо причинам отключения выключателя на П/ст.1 не произойдет, то отключится выключатель на П/ст.2. Таким образом, обеспечивается резервирование защиты.
РЗА на контроллерах
Существующие виды защит могут быть реализованы как на реле, так и на микроконтроллерах. Такие устройства в настоящее время являются следующим этапом в развитии защит и позволяют реализовать в одном устройстве дополнительные функции и режимы.
Как видно на фото, один терминал может заменить несколько панелей РЗА, выполняя функции дифференциальной защиты трансформатора, максимальной токовой защиты, устройства резервирования при отказе выключателя, газовой защиты трансформатора и РПН. При этом на ЖК-экране отображаются параметры срабатывания защит, а также может храниться история срабатывания.
Кроме вышеописанных функций, применение современных решений позволяет выполнять самодиагностику терминала, а по уровню чувствительности, надежности и быстродействию устройства на микроконтроллерах значительно превосходят электромеханические реле.
Обратной стороной медали является необходимость полной замены терминала даже при сравнительно небольших неисправностях. Напомню, что при появлении неисправности в схемах защит с электромеханическими реле неисправное устройство можно просто заменить. Также микропроцессорные устройства защиты отличаются более высокой стоимостью.
Учет электроэнергии
Одной из важных функций любой подстанции является учет электроэнергии. Сейчас встретить индукционные электросчетчики уже трудно. На подстанциях применяются современные электронные счетчики. При этом приборы могут рабо-тать как автономно, так и объединяться в систему (АИИС КУЭ — автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов).
Чем цифровая подстанция отличается от обычной подстанции?
Даже наличие современных микропроцессорных устройств РЗА и электронных приборов учета электрической энергии не делает обычную подстанцию цифровой подстанцией. Ведь для обслуживания такой подстанции требуется оперативный персонал.
Чтобы понять, что же такое цифровая подстанция, обратимся к стандарту ПАО «Россети» СТО 34.01-21-004-2019. Определение дано в пункте 3.27. Цифровая подстанция: Автоматизированная подстанция, оснащенная взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного дежурного персонала.
ЦПС отличает высокая степень автоматизации и наличие 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.
Для перевода аналоговых сигналов, получаемых от оборудования, например, от трансформаторов тока, в цифровую форму используют специальные преобразователи — устройства сопряжения с объектом. Также могут применяться и оптические датчики тока и напряжения, передающие данные в цифровом виде.
Данные от таких датчиков по волоконно-оптическим линиям передаются на коммутаторы, которые, в свою очередь, передают информацию в центр управления сетями (ЦУС) или в региональное диспетчерское управление (РДУ), а также на сервер обработки данных. Также через коммутаторы могут передаваться команды управления оборудованием и для изменения уставок защит.
Однако наряду с цифровыми системами на ЦПС могут применяться в качестве резервных и классические аналоговые системы. В качестве примера можно упомянуть одну из первых цифровых подстанций в России и первую в Сибири — ПС 110/10 кВ имени М. П. Сморгунова. Она была введена в строй 22.12.2017.
Внедрение ЦПС позволяет решить вопросы наблюдаемости всех параметров работы оборудования и систем, обеспечить управляемость процессами в режиме реального времени. Кроме того, надежность работы систем обеспечивается функцией самодиагностики.
Оперативно-диспетчерское управление
Сама по себе цифровая подстанция хоть и яв-ляется высокоавтоматизированным энергообъектом, все же нуждается в удаленном управлении. Без современного центра управления сетями (ЦУС) внедрение ЦПС не имеет смысла. Поэтому наряду с вводом новых ЦПС должны модернизироваться ЦУСы. Переходной период, как всегда, будет самым сложным — нужна одновременная работа со всеми видами ПС, а это означает повышенную нагрузку на персонал.
В качестве примера можно привести запуск в работу 1 марта 2023 года двух цифровых подстанций 110 кВ — Витебская и Морская в Санкт-Петербурге. Также был запущен в работу новый ЦУС, который на данный момент является самым передовым в России.
ЦПС в мире
Первой ласточкой в деле повсеместного внедрения ЦПС стал запуск в 2008 году ПС TVA Bradley 500 кВ в США. Этот проект рассматривался как проверка на практике решений и совместимости компонентов от различных производителей с учетом требований стандарта МЭК 61850.
По результатам эксплуатации ЦПС были сделаны выводы о необходимости совершенствования систем тестирования на совместимость отдельных устройств. Выявилась неожиданная проблема — хотя формально устройства и соответствовали стандартам, на практике выяснилось, что разные производители трактовали их требования по-своему.
В следующем, 2009 году, была запущена ЦПС Alcalade Henares в столице Испании — Мадриде. При ее строительстве был учтен опыт американских коллег. Особенностью этой ЦПС стало применение устройств сопряжения с коммутационными аппаратами, данные от которых передавались при помощи волоконно-оптической связи на коммутатор.
Однако занять лидирующие позиции в мире су-мела КНР, благодаря вводу в эксплуатацию уже в 2009 году целых 70 ЦПС. К концу 2013 года количество цифровых ПС достигло 893. Кроме того, в этих подстанциях применялась только продукция местных производителей.
Минусы цифровых подстанций
К сожалению, пока в полной мере 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, ведь фактически каждую ЦПС нужно проектировать с нуля.
Кроме того, крайне важен вопрос подготовки оперативного и ремонтного персонала, а также ремонтопригодности и взаимозаменяемости компонентов ЦПС.
Немаловажно то, что перевод на автоматизированное телеуправление повышает риски кибербезопасности. Ведь взлом сетей управления ЦПС может стать целью хакеров, а там и до блэкаута недалеко.
Если реально смотреть в будущее, современная политическая обстановка требует применения отечественных решений как в программной, так и в аппаратной части ЦПС. Если Россия сможет в полной мере решить вопросы импортозамещения и поставок высокотехнологичного оборудования, в перспективе нас ждет повсеместное развитие ЦПС.
Заключение
Нужно отметить, что цифровизация не должна быть конечной целью, ведь это непрерывный про-цесс совершенствования как программной, так и аппаратной составляющей.
Широкое внедрение ЦПС позволит также решить задачи по выявлению различных закономерностей потребления и генерации электроэнергии с использованием систем BigData. В конечном итоге это снизит затраты на производство и передачу электроэнергии, а также повысит надежность электроснабжения.
