УДК 621.31

DOI 10.52815/0204-3653_2022_04188_24
EDN: NZZLLL

Макаров Павел
Главный инженер проектов
АО «Профотек».
E-mail: makarov@profotech.ru

Ленёв Сергей
Заместитель управляющего директора – главный инженер ПАО «Мосэнерго».
E-mail: LenevSN@mosenergo.ru

Полионов Алексей
Заместитель начальника службы электротехнического оборудования
ПАО «Мосэнерго».
E-mail: Polionov@mosenergo.ru

Охлопков Андрей
Начальник службы экспертизы и технического развития (СЭТР) ПАО «Мосэнерго».
E-mail: OhlopkovAV@mosenergo.ru

Битней Владислав
Главный специалист по управлению проектами СЭТР ПАО «Мосэнерго».
E-mail: BitneyVD@mosenergo.ru

В электроэнергетической отрасли обмен данными между устройствами и системами различного назначения осуществляется с помощью разнообразных протоколов, применяемых в оборудовании производителей, что усложняет взаимозаменяемость и совместимость устройств и вызывает затруднения в процессе наладки и эксплуатации [1]. Для унификации передачи данных в 2003 г. был введен новый стандарт Международной электротехнической комиссии «Коммуникационные сети и системы подстанций» – МЭК 61850, описывающий правила событийного протокола передачи данных. Системы, построенные с учетом этого стандарта, должны отвечать требованиям о высокой надежности, гарантированном времени доставки и высокоскоростном обмене данными между устройствами. В настоящее время выпускается все больше оборудования с поддержкой МЭК 61850, что обеспечивает совместимость и взаимозаменяемость устройств [2–4].
Стандарт МЭК 61850 предназначен для применения в системах релейной защиты и автоматики (РЗА), что позволяет проектировать распределенные и гибкие системы, отвечающие современным тенденциям [5]. Гибкость системы подразумевает применение одного физического устройства для выполнения тех или иных функций в зависимости от существующих задач. Распределенность позволяет физически разнести функциональность системы, которая прежде содержалась в едином микропроцессорном устройстве РЗА, на различные устройства, объединённые единой информационной шиной, в том числе физически удаленные друг от друга.
Кроме того, стандарт предполагает широкое применение оптических линий связи между оборудованием, поэтому значительно снижается влияние электромагнитных помех, а также исключение медных контрольных кабелей, что приводит к сокращению затрат на монтажно-­наладочные работы и ложных аварийных отключений электротехнического оборудования в приработочный период эксплуатации.
В данной статье рассматривается создание цифровой системы автоматизации (ЦСА) блока, работающую на принципах передачи сигнала в цифровом виде и обеспечивающую максимальную автоматизацию процессов измерения, управления и защиты оборудования блока.
Данная система реализуется путём формирования программно-­аппаратного комплекса (ПАК) на базе цифрового оборудования и оптоволоконных связей, объединённых едиными протоколами передачи данных по стандарту МЭК 61850. Полученная цифровая система автоматизации разработана в соответствии со стандартами [6–8].
ЦСА предназначена для повышения уровня надёжности работы энергетического оборудования (ЭО), в том числе в автоматическом режиме и в режиме дистанционного управления, снижения уровня отказов оборудования за счёт снижения уровня зависимости от «человеческого фактора» и снижения эксплуатационных затрат.
Цифровая система автоматизации обеспечивает:

• надёжную и устойчивую работу оборудования;
• дистанционное управление при выполнении переключений;
• автоматизацию процессов управления коммутационными аппаратами (КА);
• безопасность выполняемых переключений;
• доступность оборудования для проведения технического обслуживания и/или ремонта;
• удобство обслуживания и наблюдения за оборудованием.

В состав ПАК цифровой системы автоматизации входят:

• электронно-­оптические трансформаторы тока и электронные трансформаторы напряжения;
• цепи дискретных сигналов диагностики и управления электрооборудованием станции;
• устройства сопряжения с объектом (УСО);
• коммуникационное оборудование (коммутаторы, маршрутизаторы);
• интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ);
• серверы ЦСА электротехнического оборудования (ЭТО);
• автоматизированное рабочее место (АРМ).

ЦСА ЭТО строится в виде иерархической многоуровневой структуры на базе современных систем, реализующих основные информационные и управляющие функции.
В составе системы можно выделить уровень процесса, уровень присоединения и станционный уровень [9].
Устройства уровня процесса – устройства, включающие в себя датчики (первичные преобразователи), не входящие в комплект основного оборудования, блоки цифровых трансформаторов тока и напряжения, устройства связи с объектом.
Устройства уровня процесса обеспечивают сбор и обработку аналоговой и дискретной информации по присоединению от блок-контактов первичного оборудования, контактов реле, датчиков, преобразователей, формирование команд управления коммутаторными аппаратами, обмен информацией с устройствами уровня присоединения с использованием протоколов стандарта МЭК 61850, информационный обмен с устройствами уровня присоединения и уровня.
К уровню присоединения относятся устройства, включающие в себя микропроцессорные (МП) терминалы РЗА с функцией автоматического управления выключателя, выполняющие функции контроллера присоединений и устройства систем, интегрируемых на информационном уровне в ЦСА ЭТО.
Станционный уровень ЦСА ЭТО выполняет функции визуализации и представления информации оперативному персоналу, хранения и ведения баз данных, архивов и т. п., обеспечения информационного обмена между устройствами ИЭУ и сервером ЦСА ЭТО.

Предпроектное обследование ТЭЦ‑21

ТЭЦ‑21 образована в марте 1960 г. К 1964 г. было завершено строительство первой очереди из трёх энергоблоков суммарной мощностью 300 МВт, а через год началось строительство второй очереди с увеличением электрической мощности ТЭЦ‑21 до 600 МВт. 17 июня 2008 г. в эксплуатацию введён новый энергоблок ПГУ‑450Т мощностью 450 МВт, на треть повысивший производительность станции.
Текущие производственные показатели:

• установленная мощность: 1765 МВт;
• используемое топливо: природный газ, мазут;
• тепловая мощность: 4918 Гкал/ч.

На энергоблоке № 8 ТЭЦ‑21 филиала ПАО «Мосэнерго» установлен турбогенератор типа ТВВ‑320-2 с непосредственным охлаждением обмотки статора дистиллированной водой, непосредственным охлаждением обмотки ротора и косвенным охлаждением активной стали статора водородом, заключенным внутри газонепроницаемого корпуса, предназначенный для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровой турбиной. Внешний вид турбогенератора ТГ‑8 показан на рис. 1.

Для выдачи мощности на открытое распределительное устройство 220 кВ в цепи генератора на напряжение 20 кВ установлен повышающий масляный трансформатор Т‑98 мощностью 400000 кВА с номинальными напряжениями 242 кВ и 20 кВ. Электрическая связь между генератором и трансформатором выполнена комплектными пофазно экранированными токопроводами генераторного напряжения 20 кВ с номинальным током 12500 А типа ТЭНЕ‑20-12500-400 У1.
Тип оборудования и характеристики основного электротехнического оборудования показаны в таблице 1.

В 2020 г. реализован проект по замене силового трансформатора Т‑98 с установкой генераторного выключателя 20 кВ со вспомогательным оборудованием, где первый комплект основных и резервных защит турбогенератора ТГ‑8 выполнен на базе шкафа микропроцессорных защит типа ШЭ1111 фирмы «ЭКРА» [10], а второй комплект основных и резервных защит турбогенератора ТГ‑8 выполнен на базе шкафа ТЕКОН 339GB фирмы «Текон». Первый и второй комплект основных и резервных защит блочного трансформатора Т‑98 выполнены на базе шкафа микропроцессорных защит типа ТЕКОН 339ТB.
Защиты блока № 8 располагаются в релейном щите и автоматики (РЩА) 8. Управление коммутационными аппаратами осуществляется, как по месту, так и дистанционно с щитов управления. Традиционные микропроцессорные защиты действуют на отключение соответствующих выключателей. Осуществляется прием и отработка команд от технологических защит и передача команд от МП защит в технологические защиты блока на останов блока.
На высокочастотной системе возбуждения установлены следующие защиты:

• защита от повышения температуры воздуха, действующая на отключение автомата гашения поля (АГП);
• защита при отключении автоматов вводов рабочего и резервного возбуждения, действующая на отключение АГП;
• защита при повышении напряжения возбудителя выше уставки блока ограничения форсировки, действующая на отключение АГП;
• двухступенчатая защита от перегрузки обмотки ротора токами форсировки возбуждения, действующая на ограничение форсировки (первая ступень) и на отключение блока (вторая ступень);
• защита от межполюсных замыканий цепей возбуждения, действующая на отключение блока;
• контроль за наличием протока воздуха, действующий на включение резервного вентилятора (с первой выдержкой времени) и на отключение блока (со второй выдержкой времени).

Основные решения в части РЗА и ПА

Дополнительно на блоке № 8 ТЭЦ‑21 будет реализован цифровой комплекс РЗА, аналогичный набору в традиционных устройствах РЗА и включает в себя:

• защиты генератора ТГ‑8;
• защиты блочного трансформатора Т‑98;
• защиты трансформатора собственных нужд ТСН‑68;
• автоматику управления генераторным выключателем ЭВ908;
• автоматическую синхронизацию генератора.
• Кроме того, комплексом цифровой системы автоматизации предусматриваются функции:
  оперативной блокировки разъединителей (ОБР);
• автоматики регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) ТСН‑68.

Цифровой комплекс РЗА строится по децентрализованному принципу и реализуется на базе микропроцессорных интеллектуальных устройств ИЭУ1 – ИЭУ4. Защиты трансформаторов Т‑98 выполняются в устройстве ИЭУ1, защиты ТСН‑68 выполняются в устройстве ИЭУ4, каждое устройство содержит полный перечень основных и резервных защит трансформаторов Т‑98 и Т‑68 соответственно. Комплекс основных и резервных защит генератора ТГ‑8, а также функция автоматики ликвидации асинхронного режима реализуется в устройстве ИЭУ2. Функции синхронизации, автоматики управления генераторным выключателем ЭВ‑908 и оперативной блокировки разъединителей выполняет устройство ИЭУ3.
Кроме того, в цифровой системы автоматизации блока № 8 предусматриваются интеллектуальные устройства регистратора аварийных событий (РАС) и векторных измерений. ИЭУ получают цифровые потоки измерений токов и напряжений из следующих источников:

• оптических измерительных трансформаторов тока со стороны 220 кВ блочного трансформатора Т‑98 в цепи высоковольтного выключателя ЭВ‑298;
• преобразователя аналоговых сигналов (ПАС) со стороны 220 кВ блочного трансформатора Т‑98 в цепи высоковольтного обходного выключателя ОВ‑214;
• электронных трансформаторов напряжения на 2 СШ 220 кВ;
• оптических измерительных трансформаторов тока в нейтрали блочного трансформатора Т‑98;
• электронных трансформаторов напряжения 20 кВ в цепи генераторного выключателя со стороны обмотки НН блочного трансформатора Т‑98;
• оптических измерительных трансформаторов тока 20 кВ в цепи линейных выводов генератора;
• электронных трансформаторов напряжения 20 кВ в цепи линейных выводов генератора;
• оптических измерительных трансформаторов тока 20 кВ на каждой расщепленной фазе со стороны нулевых выводов генератора;
• оптических измерительных трансформаторов тока со стороны 20 кВ трансформатора собственных нужд ТСН‑68.

В рамках данной работы все электронно-­оптические трансформаторы тока и электронные трансформаторы напряжения предусматриваются с одним электронно-­оптическим блоком, имеющим порты для выдачи потоков SV80 и SV256 [11]. Перечень функций РЗА, предусматриваемых в данной работе соответствует ПУЭ [12] и представлен в таблице 2.

Для ЦСА ЭТО применяется цифровой ПТК РАС с возможностью регистрации сигналов тока и напряжения в соответствии со стандартом МЭК 61850-9-2LE и регистрации состояния сигналов внешних устройств в соответствии со стандартом МЭК 61850-8-1.
ПТК РАС регистрирует следующие данные:

• значения токов и напряжений от ПАС и электрооборудования;
• дискретные сигналы о срабатывании защит и диагностированию оборудования от устройств ПАК ЦСА.

В общем случае информационный обмен между системами (устройствами) и ЦСА ЭТО включает передачу следующих данных:

• измеряемые и вычисляемые параметры, характеризующие текущий режим и состояние контролируемого и управляемого оборудования;
• статусные сигналы (недостоверность выдаваемой информации, неисправности, потеря сигнала единого времени и т. д.);
• специальная информация (осциллограммы, информация об уставках и внутренней логике, временные срезы и т. п.);
• команды к исполнительным органам, органам настройки, квитирования сигнализации.
• аварийное и самопроизвольное изменение положения коммутационных аппаратов;
• действие блокировок;
• сбой в электропитании;
• неисправности технических средств ЦСА ЭТО и интегрируемых систем.

Регистрация информации о переходных режимах

В составе ЦСА ЭТО осуществляются измерения и регистрация векторных величин параметров электроэнергетического режима, синхронизированных с помощью сигналов единого точного времени спутниковой навигационной системы, и обеспечивает передачу информации в режиме реального времени (online) и по запросу (offline). Все параметры регистрируются с периодичностью не более 20 мс и имеют метки единого астрономического времени, присваиваемые с дискретностью 1 мс. Связь измерительного преобразователя с ЦСА ЭТО осуществляется по интерфейсу Ethernet. Сбор данных аналоговых сигналов осуществляется по протоколу МЭК 61850-9-2LE (частота выборки: 80 точек на период промышленной частоты).
Измерительные преобразователи обеспечивают измерение мгновенных значений фазных токов и напряжений присоединения ТГ‑8 с последующим вычислением за период промышленной частоты в объеме:

• действующих значений фазных напряжений и токов, частоты, активной, реактивной и полной мощности (по каждой фазе и трехфазных), линейных напряжений и токов;
• векторов фазных напряжений и токов, векторов напряжений и токов прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Диагностирование системы в целом и ее отдельных компонентов выполняется непрерывно и автоматически в течение всего времени работы во всех эксплуатационных режимах.
В случае выхода из строя источника питания, а также возникновения сбоев или иных аномальных отклонений в работе устройства или на линиях передачи информации, на автоматизированное рабочее место приходит сигнал аварийного предупреждения, извещающий о нарушении штатного режима работы устройства и необходимости выявления и устранения неисправности.

Оценка экономической эффективности

Оценка экономической эффективности внедрения была проведена по методике, изложенной в [13]. Исходя из расчетов, срок окупаемости данного решения составит 9 лет. Соответствующие расчеты приведены в таблице 3.

Заключение

Впервые в ПАО «Мосэнерго» на ТЭЦ‑21 будет введена в эксплуатацию информационная система на базе контроллеров, которая позволила осуществить контроль, регистрацию аварийных событий, архивацию параметров тепловых процессов. В рамках данного исследования была разработана цифровая система автоматизации электротехнического оборудования защиты, управления и контроля оборудования энергоблока, работающая в сопряжении с измерительными трансформаторами нового типа.
В ходе работы было подтверждено соответствие функциональных возможностей современных ИЭУ российского производства требованиям серии стандартов МЭК 61850.
Планируемые к установке устройства сопряжения с объектом будут предусматривать выдачу сигналов:

• управления выключателями;
• управления разъединителями и заземляющими ножами;
• управления приводом устройства регулирования под нагрузкой трансформатора;
• пуска охлаждения Т;
• управляющие воздействия на турбину генератора;
• управляющие воздействия на систему возбуждения генератора.

Размещение УСО будет выполнено в шкафах напольного и навесного исполнения в непосредственной близости к оборудованию.
Цифровой комплект защит будет функционировать совместно со штатными комплектами защит энергоблока № 8 ТЭЦ‑21 и работать в тестовом режиме без выдачи команд управления на находящееся в работе оборудование. Также будет предусмотрен взаимообмен ЦСА ЭТО в цифровом виде с автоматизированной системой управления тепломеханического оборудования в части приема и отработки команд от технологических защит и передачи команд от алгоритмов РЗА в технологические защиты блока на останов блока (путем имитации, без реального действия на останов блока).
В настоящее время ТЭЦ‑21 обладает одной из самых развитых мощных информационных сетей среди электростанций «Мосэнерго». Технология «цифровая станция» имеет перспективы внедрения в ПАО «Мосэнерго» на мощных энергоблоках.