CC BY
66
УДК 621.316.925 ББК 31.27-05
А.В. БУЛЫЧЕВ, Д.С. ВАСИЛЬЕВ, Д.Н. СИЛАНОВ
ДВУХУРОВНЕВАЯ ЦИФРОВАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ И РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110/35/10 кВ
Ключевые слова: цифровая подстанция, распределительные сети, релейная защита, отказы, резервирование.
Подстанции класса 110/35/10(6) кВ по стороне низшего напряжения, как правило, оборудуются одним микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики (РЗА) на каждое присоединение. При отказе основного комплекта РЗА теряются все функции защиты и системы управления соответствующего присоединения, а установка второго комплекта защит экономически нецелесообразна. Так выход из строя или отказ защиты отходящего фидера приведет к отключению вводного выключателя и прекращению энергоснабжения потребителей всей секции шин. Разработанная инновационная архитектура построения ЦПС с использованием комплекса централизованной защиты повышает надежность за счет централизованного резервирования терминалов защит методом замещения. Предложенное техническое решение позволяет за счет «цифровизации» подстанции получить существенное улучшение основных свойств релейной защиты: надежность, быстродействие, селективность.
Введение. Особенности технологии электроэнергетики во многом определяют требования к качеству управления электроэнергетическими системами (ЭЭС). В мире, пожалуй, нет другой такой технической системы, где регулирование и управление осуществлялись бы с такой же высочайшей точностью в течение десятилетий, как в электроэнергетической системе. Так, отклонение частоты в российской энергосистеме, установленное нормативными документами, не превышает ±0,4% номинальной.
Место релейной защиты в общей системе управления электроэнергетическими системами. В зависимости от характера режима управление ЭЭС осуществляется разными методами и техническими средствами1:
- в нормальных режимах реализуется плановое изменение режимов средствами оперативно-диспетчерского управления;
- при сильных возмущениях (например, при внезапном изменении схемы, изменении нагрузки) в условиях электромеханических переходных процессов (процессы, протекающие за время от нескольких секунд до нескольких минут) управление осуществляет противоаварийная автоматика;
- при повреждениях элементов в условиях электромагнитных переходных процессов (процессы, протекающие за время от долей секунды до нескольких секунд) действует релейная защита, осуществляющая быстрое вы-
1 Правила устройства электроустановок / Минэнерго России. 7-е изд. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003; ГОСТ 34045-2017. Электроэнергетические системы: Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. М.: Стандартинформ, 2017.
явление и отделение поврежденного элемента электроэнергетической системы от исправной ее части с целью обеспечения работоспособности исправной части ЭЭС [1].
В каждом виде управления используются особые методы и технические средства, своеобразие которых обусловлено условиями применения управляющих воздействий (режимами), целью управляющих воздействий и динамикой процессов в которых реализуются управляющие воздействия (табл. 1). Особенности применения каждого вида управления, в свою очередь, предполагают использование своеобразных моделей ЭЭС.
В оперативно-диспетчерском управлении используются специальные многоэлементные модели установившихся стационарных режимов ЭЭС, по которым ведется расчет потоков электрической энергии, определяются токи в ветвях и напряжения в узлах электрической системы. В средствах противо-аварийного управления, действующих в условиях электромеханических переходных процессов, используются другие модели (менее громоздкие), позволяющие анализировать электромеханические процессы в ЭЭС, вызванные возмущающими воздействиями, и находить варианты управляющих воздействий для перевода ЭЭС в новый установившийся режим. В релейной защите, действующей в условиях электромагнитных переходных процессов, используются особые модели нестационарных процессов, позволяющие быстро получить данные о месте повреждения. Каждая модель из перечисленных построена для решения специфичной задачи управления ЭЭС, и все модели невозможно реализовать совместно в каком-то одном вычислительном комплексе с приемлемыми показателями по точности, динамике и надежности [2].
Таблица 1
Сравнение различных видов управления в ЭЭС
Вид управления Условия применения управляющих воздействий Цель управляющих воздействий
Оперативно-диспетчерское управление (до нескольких часов) Нормальные и утяжеленные режимы ЭЭС Плавный плановый переход от одного режима к другому
Противоаварийное управление (до нескольких минут) Сильные возмущения, аварийные режимы, электромеханические переходные процессы, риск развития аварийной ситуации Прекращение или ослабление аварийных режимов. Обеспечение перехода к новому установившемуся режиму
Релейная защита (доли секунды) Повреждения отдельных элементов ЭЭС (короткие замыкания, обрывы и др.) Отделение поврежденных элементов от исправной части ЭЭС
В этой связи релейную защиту, как особый вид управления ЭЭС, необходимо реализовывать с помощью отдельных программно-аппаратных комплексов, обладающих высокой степенью автономности [3].
К релейной защите предъявляются особенно жесткие требования по динамике управления, и их надо учитывать при разработке цифровых систем
управления объектами ЭЭС. Управление при повреждениях элементов ЭЭС связано с особенностями, обусловленными неизбежным дефицитом времени для анализа режима, и имеет особый статус. Отчасти поэтому процесс массовой замены традиционных устройств РЗА, выполненных на электромеханической базе, на цифровые устройства (цифровые терминалы), к сожалению, сопровождается снижением надежности РЗА. Но и в этих условиях нельзя допустить возникновения аварий, развитие которых может привести к катастрофическим последствиям. В этой связи совершенствование средств управления ЭЭС в аварийных режимах, в частности, релейной защиты представляет собой важнейшую и актуальнейшую научно-практическую задачу.
В ходе «цифровизации» необходимо не только построить цифровую сеть управления электроэнергетическими объектами, но и улучшить качество управления электрическими системами и получить так называемый дополнительный системный эффект.
С учетом огромных объемов работ по «цифровизации» ЭЭС и неоднозначности известных технических решений необходим поэтапный перевод наиболее массовых подстанций класса 35-110 кВ на полное цифровое управление. Причем решения здесь должны быть бюджетными, соответствующими классу напряжений.
«НПП Бреслер» в настоящее время по заказу ПАО «Россети» выполняет несколько научно-исследовательских работ (НИОКР), направленных на создание «цифровых» подстанций (ЦПС) с разными структурами и уровнями напряжения, а также отдельных элементов этих подстанций.
При разработке приняты следующие базовые условия «цифровизации» подстанций класса напряжений 110/35/10 кВ:
- требования и рекомендации, изложенные в концепции «Цифровая трансформация 2030» и нормативных документах ПАО «Россети»;
- массовость подстанций класса напряжения 110/35/10 (их более 10 тысяч);
- решения должны быть бюджетными, соответствующими классу 110 кВ (универсальные терминалы, которые могут выполнять несколько функций, упрощенные сегментированные двухуровневые структуры цифровой сети, отсутствие постоянного дежурного персонала);
- улучшение управляемости подстанций от достигнутого уровня, а также соблюдение условия «не навредить» подстанции в целом в части надежности электроснабжения (десятки лет работы без отказов);
- улучшение основных свойств релейной защиты за счет «цифровиза-ции» (селективность, быстродействие, чувствительность и надежность, более точное определение места повреждения).
На основе этих исходных условий разработана двухуровневая структура цифровой системы управления подстанцией, которая может быть реализована в два этапа.
Двухуровневая цифровая система управления подстанцией. Электрическую подстанцию условно разделяют на силовые узлы, в каждом из которых соединяются несколько электрических присоединений, так можно вы-
делить секцию шин низшего класса напряжения или трансформатор и соответствующую секцию шин высшей стороны. Двухуровневая структура управления подстанции, формируемая из базового (первого) уровня и централизованной цифровой надстройки (второго уровня) для каждого силового узла, может быть поэтапно реализована на объекте.
Первый этап предполагает создание базовой части системы релейной защиты (РЗ) и управления подстанции на основе терминалов РЗА, установленных на элементах подстанции, в соответствии с традиционными принципами. Эта базовая часть системы РЗ и управления монтируется, налаживается и вводится в эксплуатацию по традиционным методикам. Таким образом, создается базовая платформа системы управления подстанции, достаточная по функциональным возможностям для ввода подстанции в работу.
Рис. 1. Структурная схема организации связей узла ЦПС: шины низшего напряжения
Во втором этапе создаются локальные цифровые системы управления узлов подстанции (на основе технологии шины процесса 1ЕС 61850-9-2) и общеподстанционная цифровая система управления (шина подстанции 1ЕС 61850-8-1). На рис. 1 и 2 показаны структурные схемы организации системы управления узла цифровой подстанции для низшего и высшего класса напряжения с использованием технологии шины процесса 1ЕС 61850-9-2 и централизованных систем управления. Каждая централизованная система управления узла цифровой подстанции работает независимо от остальных узлов системы управления, но в совокупности они формируют единую систему управления всей подстанцией, как показано на рис. 3 [5, 7].
На уровень ПС
На уровень ПС
к СШ-1 -10кВ «СШ-135НВ к СШ-2-ЗбкВ к СШ.2.10иВ
Рис. 2. Структурная схема организации связей узла ЦПС: трансформатор и шины высшего напряжения
Рис. 3. Структурная схема организации связей единой системы управления подстанцией
Монтаж и наладка централизованной части цифровой системы управления могут осуществляться в условиях эксплуатации подстанции с сохранением главной функции подстанции - электроснабжения потребителей. Этот двухэтапный план реализации может быть эффективен не только при строительстве новых подстанций, но и при модернизации существующих действующих объектов с целью перевода их в класс «цифровых» подстанций.
Двухуровневая цифровая система релейной защиты. Одним из наиболее важных преимуществ технологии ЦПС является возможность расширения состава функций РЗА без увеличения количества оборудования, при этом необходимые данные уже существуют в шине процессов. Для повышения надежности работы РЗА без существенного увеличения затрат используется инновационная архитектура ЦПС с применением комплекса резервной централизованной цифровой защиты.
Комплекс резервной централизованной цифровой защиты выполнен в виде двухуровневой структуры. Первый уровень состоит из локальных многофункциональных терминалов РЗА, которые обеспечивают автономное выполнение всех функций РЗ, предусмотренных нормативными документами.
Второй уровень комплекса резервной централизованной цифровой защиты содержит терминалы РЗА с цифровыми портами связи с шиной процесса, преобразователи релейные цифровые (ПРЦ) и терминалы централизованных цифровых защит. Базовые терминалы РЗА обеспечивают выполнение функций защит, а также функций оцифровки и передачи информации в шину процесса. При этом терминал защиты не является полноценным участником в шине процесса, а только источником, что позволяет оградить его от многих негативных эффектов и процессов в шине [6].
Терминал централизованной цифровой защиты выполняет функции резервирования защиты и автоматики как при нормальной работе базовых терминалов РЗА первого уровня, так и при сбое любого базового терминала РЗА. Принцип резервирования отображен на рис. 4. Под сбоем терминала понимается любое его состояние, при котором он не способен выполнять свои функции (потеря питания, несрабатывание контактов реле, блокировка функций РЗА при обнаружении внутренних неисправностей системой самодиагностики терминала и прочее). Терминал централизованной цифровой защиты выполняет централизованное резервирование защит всех присоединений силового узла подстанции.
Рис. 4. Принцип централизованного резервирования терминалов защит методом замещения
Модули ПРЦ интегрированы в схему управления выключателем или другого управляемого силового оборудования и, в частном случае, воздействуют непосредственно на электромагниты выключателя. Все управляющие сигналы передаются от централизованных цифровых защит через шину процесса. Количество ПРЦ определяется числом управляемых силовых агрегатов. Модули ПРЦ являются многофункциональными интеллектуальными устройствами, которые начинают выполнять функции автоматики управления силовым оборудованием при сбое соответствующего базового терминала РЗА. Также ПРЦ собирают и передают необходимые для работы централизованных цифровых защит дискретные сигналы (положения ключей, состояние оборудования, технологические сигналы).
Дистанционное управление коммутационными аппаратами может быть реализовано через базовый терминал защиты и автоматики управления коммутируемого выключателя, а также через централизованный терминал. Централизованный терминал принимает команду управления от верхнего уровня, обрабатывает ее и отправляет в ПРЦ сигнал «замкнуть реле», в данном случае централизованная защита служит промежуточным аналитическим звеном между пунктом управления и непосредственным воздействием на привод выключателя. Если базовый терминал защиты не способен выполнить свои функции, то функция автоматики управления выключателем реализуется в ПРЦ, поскольку каждый преобразователь привязан к конкретному выключателю. В этом случае дистанционное управление реализуется через централизованный терминал воздействием ПРЦ непосредственно на привод выключателя.
Модули ПРЦ позволяют добиться полного замещения функций, вышедшего из стоя базового терминала. Однако если полное замещение не требуется, то для функционирования двухуровневой системы релейной защиты необходимо и достаточно продублировать сигналы на отключение. В данных условиях возможен вариант реализовать воздействие непосредственно от централизованного цифрового устройства или же в качестве ПРЦ можно использовать любое другое интеллектуальное устройство, которое способно принимать сигналы от централизованного цифрового терминала по протоколу МЭК 61850-8-1 и воздействовать на выключатель. В качестве примера разберем набирающую популярность тенденцию построения цифровой подстанции, где на каждое присоединение устанавливается по два устройства: устройство РЗА и устройство контроллера присоединения, которое совмещает в себе функции КП, ОБР, ТС, ТУ, ТИ. Для создания двухуровневой системы необходимо добавить в устройство РЗА функцию преобразователя аналоговых сигналов, а воздействие продублировать через контроллер.
Опытный образец цифровой системы релейной защиты. Специалистами ООО «НПП Бреслер» в рамках НИОКР по заказу ПАО «Тюменьэнер-го» на основе изложенного подхода разработана и реализована цифровая система релейной защиты для подстанции класса напряжения 110/35/6 кВ. Разработана аппаратная часть системы защиты, алгоритмы и программы, реализующие функции релейной защиты. Опытный образец разработанной систе-
мы релейной защиты установлен на действующей подстанции «Аганская» и введен в эксплуатацию в декабре 2018 г. [4].
Опытный образец выполнен в виде двухуровневой структуры. Первый уровень содержит локальные централизованные цифровые защиты узлов (сегментов) подстанции и терминалы защиты присоединений (защиты для отходящих линий, вводов, межсекционных соединений, трансформаторов и вводов 110 кВ), которые могут автономно выполнять все функции релейной защиты, предусмотренные нормативными документами. Этот первый уровень был реализован в первой очереди строительно-монтажных и пусконала-дочных работ.
Централизованная цифровая защита выполнена на трех терминалах. Эти терминалы выполняют функции резервирования защиты и автоматики как при нормальной работе базовых терминалов РЗА первого уровня, так и при сбое любого базового терминала РЗА.
Первый терминал централизованных цифровых защит выполняет централизованное резервирование защит трансформаторов, установленных на стороне высшего напряжения. Второй и третий терминалы централизованных цифровых защит выполняют централизованное резервирование защит всех присоединений первой и второй секций шин среднего напряжения. Терминалы являются приемниками значений тока от базовых терминалов по протоколу МЭК 61850-9-2. Управляющие воздействия выполняются через дополнительные модули ПРЦ, связь с которыми организована по протоколу МЭК 61850-8-1. На подстанции удалось достичь полное замещение функций, при этом вход из строя базового терминала не создает пробелов в функционировании и оперативном управлении.
Необходимо отметить, что разработанная структура цифровой системы защиты и предложенные организационные принципы реализации позволили в условиях интенсивной работы подстанции (без вывода из работы на длительный срок) выполнить все строительно-монтажные и пусконаладочные работы по переводу ее в разряд «цифровых» подстанций за 6 месяцев.
Выводы. Предложенный двухэтапный принцип организации строительно-монтажных и пусконаладочных работ позволяет создавать новые «цифровые» подстанции и переводить действующие подстанции в разряд «цифровых» подстанций с минимальными затратами времени.
Разработанный проект обеспечивает улучшение основных свойств релейной защиты (надежности, селективности, быстродействия и чувствительности) за счет системного эффекта и замещающего централизованного резервирования основных защит.
Предложенная двухуровневая структура централизованной цифровой системы РЗ обеспечивает автономность работы базового уровня и живучесть всей системы РЗА на подстанции в целом.
Литература
1. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость. М.: Энергия, 1980.
568 с.
2. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1992. 528 с.
3. Чернобровов, Н.В. Релейная защита. 5-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1974. 680 с.
4. Булычев А.В., Васильев Д.С., Козлов В.Н., Силанов Д.Н. Релейная защита в распределительных сетях 110/35/10 кВ в условиях цифровой трансформации электроэнергетических систем // Релейная защита и автоматизация. 2019. № 1. С. 70-76.
5. Шевцов М.В. Передача дискретных сигналов между УРЗА по цифровым каналам связи // Релейщик. 2009. № 1. С. 60-63.
6. Anombem U.B., Crossley H., Li P., Zhang R., McTaggart C., Process bus architectures for substation automation with life cycle cost consideration. Proc. of 10th IET Int. Conf. on Developments in Power System Protection (DPSP), 2010.
7. Ward S., Gwyn B., Antonova G., Apostolov A. et al. Redundancy considerations for protective relaying systems. Proc. of 63rd Annual Conf. for Protective Relay Engineers, College Station, 2010, TX, pp. 1-10. DOI: 10.1109/CPRE.2010.5469478.
БУЛЫЧЕВ АЛЕКСАНДР ВИТАЛЬЕВИЧ - доктор технических наук, профессор, Чувашский государственный университет; технический директор, ООО «НПП Бреслер», Россия, Чебоксары (bav@bresler.ru).
ВАСИЛЬЕВ ДМИТРИЙ СЕРГЕЕВИЧ - кандидат технических наук, начальник отдела РЗА, ООО «НПП Бреслер», Россия, Чебоксары (vds@bresler.ru).
СИЛАНОВ ДИМИТРИЙ НИКОЛАЕВИЧ - магистр технических наук, инженер отдела РЗА, ООО «НПП Бреслер», Россия, Чебоксары (silanov_dn@bresler.ru).
A. BULYCHEV, D. VASILEV, D. SILANOV TWO-LEVEL DIGITAL CONTROL AND RELAY PROTECTION SYSTEMS OF SUBSTATION OF FACILITIES OF DISTRIBUTION GRIDS 110/35/10(6) KV
Key words: digital substation, distribution grids, relay protection system, failures of relay protection, reserved relay protection.
Typically 110/35/10(6) kV substations are equipped with one microprocessor relay protection assembly for each feeder of medium and low voltage. In case offailure of the main protection assembly, all the protection and control of the feeder is lost, use of additional protection assembly being economically inefficient. Thus, failure of the feeder protection assembly leads to further busbar section tripping. The developed innovative architecture of building a digital substation with the use of a centralized protection complex improves reliability due to centralized back-up protection using the substitution method. The proposed technical solution allows, due to the "digitalization" of the substation, to obtain a significant improvement in the basic properties of relay protection: reliability, high-speed operation, selectivity.
References
1. Anderson P., Fuad A. Upravlenie energosistemami i ustoichivost' [Power system control and stability]. Moscow, Energiya Publ., 1980.
2. Fedoseev A.M. Releinaya zashchita elektroenergeticheskikh system [Relay protection systems of the power systems]. Moscow, Energoatomizdat Publ., 1992.
3. ChernobrovovN.V. Releinaya zashchita [Relay protection]. Moscow, Energiya Publ., 1974.
4. Bulychev A.V., Vasil'ev D.S., Kozlov V.N., Silanov D.N. Releinaya zashchita v raspre-delitel'nykh setyakh 110/35/10 kV v usloviyakh tsifrovoi transformatsii elektroenergeticheskikh sistem [Relay protection in distribution networks 110/35/10 kV in the conditions of digital transformation of electric power systems]. Releinaya zashchita i avtomatizatsiya, 2019, no. 1, March, pp. 70-76.
5. Shevcov M.V. Peredacha diskretnyh signalov mezhdu URZA po cifrovym kanalam svyazi [Transfer of discrete signals between IEDs on digital communication channels]. Relejshchik, 2009, no. 1, pp. 60-63.
6. Anombem U.B., Crossley H., Li P., Zhang R., McTaggart C., Process bus architectures for substation automation with life cycle cost consideration. Proc. of 10th IET Int. Conf. on Developments in Power System Protection (DPSP), 2010.
7. Ward S., Gwyn B., Antonova G., Apostolov A. et al. Redundancy considerations for protective relaying systems. Proc. of 63rd Annual Conf. for Protective Relay Engineers, College Station, 2010, TX, pp. 1-10. DOI: 10.1109/CPRE.2010.5469478.
BULYCHEV ALEKSANDR - Doctor of Technical Sciences, Professor, Chuvash State University, Technical Director, «NPP Bresler» LLC, Russia, Cheboksary (bav@bresler.ru).
VASILEV DMITRIY - Candidate of Technical Sciences, Chief of the Relay Protection Department, «NPP Bresler» LLC, Russia, Cheboksary (vds@bresler.ru).
SILANOV DIMITRIY - Master of Technical Sciences, Relay Protection Engineer, «NPP Bresler» LLC, Russia, Cheboksary (silanov_dn@bresler.ru).
Формат цитирования: Булычев А.В., Васильев Д.С., Силанов Д.Н. Двухуровневая цифровая система управления и релейной защиты для объектов распределительного сетевого комплекса 110/35/10 кВ // Вестник Чувашского университета. - 2019. - № 3. - С. 36-45.
