Инновационная концепция построения распределительных сетей (надежность, защита, автоматизация)

Page 1

Page 2

Инновационная концепция
построения распределительных
сетей

(надежность, защита, автоматизация)

инновационные решения

Статья

применении

технических

решений

концерна

Ensto

при

проек

тировании

распределительных

сетей

кабельных

линий

электропередачи

при

монтаже

средств

автоматиза

ции

без

снятия

напряжения

написана

по

материалам

выступления

ШАМАНОВА

на

международном

симпозиуме

посвященном

внедре

нию

методов

работы

под

напряжением

(

РПН

прошедшем

начале

августа

2019

года

Республике

Татарстан

современном мире невоз-

можно обойтись без электро-

энергии. Хотя в настоящее

время и существует понятие

категорийности потребителя, но с каж-

дым годом к сетевым организациям

предъявляются более высокие требо-

вания к электроснабжению потреби-

телей, которые жестко ограничивают

как время отключения потребителя,

так и количество. Эти требования опи-

сываются параметрами SAIDI/SAIFI.

Государственный регулятор уже уста-

новил методику определения этих

параметров. Если некоторые распре-

делительные сети все еще рассчиты-

вают их из учета только аварийных

отключений, то регулятор все чаще

требует также включать в расчет опе-

ративные отключения. Сейчас этот

параметр определятся в основном

в справочном порядке, но предполага-

ется в будущем использовать его при

расчете тарифа.

Исходя из этого распределитель-

ные сети должны меняться…

Значительным подспорьем улуч-

шения параметров могут быть два

фактора, предлагаемые к рассмотре-

нию в данной статье:

1) быстрое определение аварийных

участков, их локализация и направ-

ление ремонтной оперативно-вы-

ездной бригады к месту аварии для

ее ликвидации;

2) подключение нового оборудования

и оперативное обслуживание се-

тей среднего класса напряжения

без отключения потребителей от

электроснабжения.

Аварии на линиях электропереда-

чи условно можно разделить на два

вида:

• Аварии, имеющие временный ха-

рактер, например, такие, как схле-

стывание проводов, перекрытие

фаз ветками деревьев, животными

и птицами, грозовые перенапряже-

ния и т.д. По статистике количество

таких аварий в сети может дости-

гать 60–80%. Их ликвидацию можно

осуществить достаточно простыми

и отработанными способами —

срабатыванием АПВ на головных

выключателях или современными

дополнительными материалами

и аксессуарами линии, позволяю-

щими исключить/уменьшить воз-

никновение временных аварий, на-

пример, такими, как: защищенные

провода, устройства птицезащиты,

маркеры линий электропередачи,

универсальные кабельные линии,

подвешенные на опорах, и т.д.

• Устойчивые аварии, которые явля-

ются самыми критичными в этом

случае, например, механическое

разрушение линии, обрыв фаз, по-

падание человека под напряжение,

а для кабельных линий еще и одно-

фазные замыкания на землю, как

устойчивые (металлические), так

и перемежающиеся (c неустойчи-

вым горением дуги).

Шаманов

директор

по

продажам

Ensto

Page 3

Исполнительные

механизмы

SCADA

MES

ERP

Исполнительные

механизмы

SCADA

MES

ERP

Датчики

Управление

технологическим

процессом

Интеграционный

уровень

Верхний уровень

Контроллеры

АВТОМАТИЗАЦИЯ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

СЕТЕЙ

Автоматизация, как сегодняш-

ний тренд, позволяет справиться

с авариями на линиях электро-

передачи.

На рисунке 1 показаны основ-

ные уровни автоматизации. Са-

мым верхним уровнем является

ERP-система — программа, по-

зволяющая управлять активами

предприятия. Исходные данные

для нее могут вводиться как вруч-

ную, так и автоматически из про-

граммы интеграционного уров-

ня — SCADA, которая в свою

очередь получает информацию

в автоматическом режиме с дат-

чиков и контролеров, с помощью

которой можно управлять испол-

нительными механизмами.

Многие сетевые компании уже

внедрили систему визуализации

сети, телеизмерения и телеуправ-

ления в сетях до 35 кВ (SCADA),

но на данный момент, несмотря

на тренд таких систем, это скорее

исключение, чем норма.

Внедрение SCADA само по

себе положительная тенденция,

но помимо программного обеспе-

чения, компьютерного оборудо-

вания и систем связи на объектах

сетевого хозяйства необходимо

установить измерительное, сиг-

нализирующее

оборудование,

а также коммутационное (испол-

нительное) оборудование.

Наиболее

распространен-

ным коммутационным аппаратом

сейчас является реклоузер (ри-

сунок 2). Аппарат применяется

повсеместно и является автома-

тическим выключателем со сво-

ей системой релейной защиты

и автоматики. Реклоузер — авто-

номное устройство, состоящее из

вакуумного выключателя и блока

управления, позволяющего опре-

делять КЗ и ОЗЗ, изолировать

поврежденные участки и реализо-

вывать функцию АПВ.

Более перспективным комму-

тационным аппаратом для авто-

матизации сети является элегазо-

вый выключатель нагрузки (ЭВН)

«Августа» (рисунок 3). ЭВН — ав-

тономное устройство, состоящее

из выключателя нагрузки и блока

управления, позволяющего опре-

делять КЗ и ОЗЗ и изолировать

поврежденный участок в бестоко-

вую паузу.

Но установка коммутационных

аппаратов не всегда экономически

оправдана. Во многих случаях до-

статочно устанавливать детекторы

повреждений, например, микро-

процессорный детектор поврежде-

ний ENA20 — единственный в сво-

ем роде, способный детектировать

практически со 100%-ным успехом

все виды повреждения сети, в том

числе и однофазные замыкания на

землю независимо от режима ней-

трали. В детекторе применяется

специальная система, измеряю-

щая токи в линии с высокой часто-

той измерения и по результатам

измерений

идентифицирующая

ту или иную аварийную ситуацию.

Детекторы можно устанавливать

как на воздушных (рисунок 4),

Рис

. 2.

Реклоузер

Рис

. 3.

Элегазовый

выключатель

нагрузки

(

ЭВН

) «

Августа

Обогрев отсека привода

Защитный клапан
Встроенный трансформатор

собственных нужд с обогревом
Подвижные контакты

в среде элегаза

Электромеханический

пружинный привод

Крышка отсека привода из

нержавеющей стали с термоизоляцией

Корпус из нержавеющей стали

Рис

. 4.

Детектор

повреждений

установленный

на

воздушной

линии

электропередачи

Рис

. 1.

Основные

уровни

автоматизации

№

4 (55) 2019

Page 4

так и на кабельных линиях (рису-

нок 5).

Но SCADA и измерительное,

исполнительное

оборудование

в сети позволят только визуали-

зировать сеть и ее состояние.

Применение встроенной системы

релейной защиты в фидерных вы-

ключателях, реклоузерах и в ЭВН

позволяет достаточно хорошо сек-

ционировать аварийные участки,

но со значительными ограниче-

ниями, особенно в разветвленной

сети с многосторонним резерви-

рованием.

В этом случае предпочтитель-

ней использовать так называемые

«интеллектуальные» SCADA —

ЛАиВ (Локализация Аварий и Вос-

тановление). Как пример можно

рассмотреть реализованный про-

ект в Киргизии (рисунок 6) на объ-

екте ПС 35/10 кВ «Кашка-Суу» —

ПС 35/10 кВ «Стрельниковой»

ОАО «Северэлектро» (Бишкек).

На объекте эксплуатировалась

существующая ВЛ и две ПС, в ко-

торых установлены старые мас-

ляные выключатели с приводами

ПП-67 с реализацией АПВ и элек-

троприводами для взвода пружин-

ного привода.

На ПС были установлены про-

граммируемые контроллеры, спо-

собные управлять всеми выклю-

чателями каждой ПС. На данном

этапе к ним были присоединены

выключатели Ф.10 и Ф.9 соответ-

ствующих ПС, а также все индика-

ционные датчики и измерительные

трансформаторы. Таким образом,

реализована видимость и управ-

ляемость существующих коммута-

ционных аппаратов на обоих ПС.

Это можно было бы сделать и за-

меной современными коммутаци-

онными аппаратами, например,

вакуумными выключателями, но

тогда потребовались бы большие

капиталовложения при визуали-

зации (включение в SCADA) всех

фидеров обеих ПС. Установка

контроллеров позволила обойтись

меньшими затратами. В линии

так же установили четыре «Авгус-

ты» (ЭВН) и, как видно из схемы

на рисунке 6, ВН-2 в этом случае

в нормальном режиме находится

в разомкнутом состоянии.

От контроллеров и «Август»

информация поступает на ком-

пьютер в помещении диспетчер-

ской с установленной на нем про-

граммой SCADA NPT Compact.

В данном случае установленная

программа является только мо-

дулем с возможностью передачи

данных на более высокий уро-

вень диспетчерской, но важным

отличием от других подобных

продуктов является то, что в ней

реализовано то самое «интеллек-

туальное» управление. В отличие

от системы автоматизации на базе

релейной защиты (где вся автома-

тизация основана исключительно

на точном подборе уставок для

каждого коммутационного аппара-

та), «интеллектуальная» система

управления получает всю исчер-

пывающую информацию от всех

аппаратов и датчиков в линии,

анализирует и определяет повреж-

денный участок и запускает соот-

ветствующий бланк переключе-

ний для локализации аварийного

участка. В предложенном проекте

было предусмотрено двухсто-

роннее резервирование, но «ин-

теллектуальная» система может

также с успехом работать и при

многостороннем резервировании,

при этом выбирать наиболее не-

нагруженный «здоровый» фидер

для резервного питания участков,

оставшихся без напряжения.

Конечно же логика бланков пе-

реключений должна быть заложе-

на специалистом, но интерфейс

программы создан настолько

«дружелюбным», что после обу-

чения диспетчер это сможет сде-

лать самостоятельно.

В нашем случае была сфор-

мирована следующая блок-схема

одного из бланков переключений

(рисунок 7).

Рис

. 5.

Детекторы

установленные

на

кабельных

линиях

электропередачи

Рис

. 6.

Схема

объекта

ПС

35/10

кВ

Кашка

Суу

» —

ПС

35/10

кВ

Стрельниковой

ОАО

Северэлектро

» (

Бишкек

)

Рис

. 7.

Блок

схема

бланка

переключений

ИННОВАЦИОННЫЕ

РЕШЕНИЯ

ПС 35/10 кВ

«Кашка-Суу»

ПС 35/10 кВ

«Стрельниковой»

ВН-1

ВН-4

ВН-2

ВН-3

КЗ ячейка Ф.9

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 1)

Оповещение «Работа

автоматического секционирования

ПС «Стрельниковой» Ф.10

Оповещение «Выполнено

автоматическое секционирование

ПС «Стрельниковой» Ф.10

КЗ ВН-3 отсутствует

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 0)

Отключить ВН-3

(Signal coordinates:

IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 1)

Включить ВН-2

(Signal coordinates:

IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 1)

Отсутствует напряжение 10 кВ ВН-3

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 1)

ВН-3 отключен

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 0)

ВН-2 включен

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 0)

Присутствует напряжение питания 10 кВ ВН-1

(Signal coordinates: IP ..., ASDU ..., SPI ..., Value = 1)

empty

Ключ «Автоматическое

секционирование Ф.9» — ВКЛ

time

delay

= 30 sec

time

delay

= 15 sec

time

delay

= 15 sec

Page 5

А интерфейс программируе-

мого блока бланка переключений

представлен на рисунке 8.

Как видно на изображениях,

программирование осуществляет-

ся достаточно простыми блоками,

с указанием блоков входных и вы-

ходных сигналов/команд.

На базе созданной системы

в перспективе предполагается

создание системы, позволяющей

оптимизировать нагрузки на пита-

ющие центры с целью продления

срока службы силового оборудо-

вания.

На рисунке 9 представлены

диаграммы, позволяющие оце-

нить эффект, который можно по-

лучить от внедрения такой авто-

матизации.

В среднем, в зависимости от

линии, поиск повреждения и его

локализация с помощью разъ-

единителя с ручным приводом

может длиться от 6 часов, по-

сле этого основная часть потре-

бителей подключается к сети,

а оставшаяся остается отклю-

ченной до ликвидации аварии

(рисунок 9а).

Установка простых детекто-

ров повреждений с простой све-

товой сигнализацией может впо-

ловину уменьшить время поиска

повреждения и его локализа-

цию, но объезд линии все равно

потребуется (рисунок 9б).

Установка детекторов с пере-

дачей данных позволит напра-

вить бригаду сразу к известному

началу поврежденного участка.

В этом случае время будет за-

трачено на проезд до этой точки

(рисунок 9в).

Комбинация детекторов с «Ав-

густами» (ЭВН) позволяет зна-

чительно уменьшить время от-

ключения основного количества

потребителей до нескольких де-

сятков секунд (рисунок 9г).

Рис

. 8.

Интерфейс

программируемого

блока

бланка

переключений

Рис

. 9.

Время

отключения

основного

количества

потребителей

)

без

автоматизации

;

)

при

установке

детекторов

КЗ

;

)

при

установке

детекторов

КЗ

передачей

данных

;

)

при

установке

детекторов

КЗ

секционалайзером

а)

б)

в)

г)

№

4 (55) 2019

Page 6

УСТАНОВКА

АППАРАТОВ

КОММУТАЦИИ

ДАТЧИКОВ

БЕЗ

СНЯТИЯ

НАПРЯЖЕНИЯ

НА

ВЛ

На прошедшей в г. Болгаре (Респ.

Татарстан) конференции по ра-

боте под напряжением (РПН)

была представлена интересная

статистика. Как ни странно, наи-

большие потери времени и мак-

симальное количество отключе-

ний потребителей происходит не

во время аварийных ситуаций,

а при оперативных переключени-

ях и обслуживании оборудования.

Таким образом, монтаж нового

оборудования приводит к вынуж-

денному отключению потребите-

лей от электроснабжения и со-

ответственно ухудшению SAIDI/

SAIFI на начальном этапе (в пери-

од внедрения системы).

Именно поэтому следует рас-

смотреть возможность монтажа

предлагаемого оборудования без

снятия напряжения.

Существуют два метода РПН:

работа в непосредственном кон-

такте с токоведущими частями

в изолированных материалах

(перчатки, изолированные ковры,

пластины) или работа на рассто-

янии с помощью штанг. Метод ра-

боты на расстоянии требует боль-

ше физических усилий, но при

этом более безопасен. Поэтому

рассмотрим эти работы на приме-

ре установки «Августы» методом

работы на расстоянии.

При установке «Августы» для

начала необходимо отметить на

опоре уровни, выше которых ка-

тегорически запрещено подни-

маться персоналу. Определить

место установки аппарата ниже

этого уровня, но с учетом монтажа

подъемного полиспаста.

Установка самого выключате-

ля начинается с установки метал-

лического крепежного каркаса на

опору (рисунок 10). Затем с помо-

щью полиспаста поднять аппарат

на опору и навесить на металличе-

ский крепежный каркас и зафикси-

ровать на нем. Далее установить

шкаф управления и ручной привод

в нижней части опоры и присоеди-

нить все контрольные кабели. На

вводы выключателя установить

временное заземление.

Следующим этапом необходи-

мо с помощью штанг установить

упрощенный секционирующий

пункт, состоящий из стержневого

изолятора и двух анкерных зажи-

мов с приспособлением для мон-

тажа с помощью штанг на каждую

фазу (рисунок 11).

Далее с каждой стороны уста-

новленного упрощенного секцио-

нирующего пункта необходимо

подвесить временные оператив-

ные изоляторы (рисунок 12а).

С помощью оперативных штанг

установить ответвления (концы

с установленными оперативны-

ми зажимами SLW36) на нижней

части временных изоляторов (ри-

сунок 12б). Затем необходимо от-

соединить временное заземление

с вводов аппарата (рисунок 12в)

и перенести ответвления непо-

средственно к линии по обеим сто-

ронам секционирующих пунк тов

(рисунок 12г). Монтаж завершен.

Этим способом можно присо-

единять не только это коммутаци-

онное оборудование, но и любое

другое. Например, временный

секционирующий пункт может сам

по себе являться разделительным

пунктом в сети, в случае если не-

обходимо отсечь часть линии для

ремонтных работ или, например,

установить кабельную перемычку,

обходя ремонтный участок воз-

душной линии. При этом, как вид-

но на фото, такой метод проведе-

Рис

. 10.

Установка

металлического

крепежного

каркаса

на

опору

Рис

. 11.

Упрощенный

секционирующий

пункт

ИННОВАЦИОННЫЕ

РЕШЕНИЯ

Page 7

Рис

. 12.

Этапы

монтажа

Августы

методом

работы

на

расстоянии

а)

в)

б)

г)

ния работ без отключения линии

действительно является наибо-

лее безопасным.

Таким образом, можно решить

две задачи: автоматизировать рас-

пределительную сеть и при этом

сделать так, что конечный потре-

битель этого даже не заметит.

ВЫВОДЫ

1. Автоматизация линий на уров-

не настроек релейной защиты

дают эффект в несильно раз-

ветвленных сетях.

2. Применение

реклоузеров

в комбинации с «Августами»

(ЭВН) и датчиками поврежде-

ний существенно расширяет

область применения автома-

тизированных систем в раз-

ветвленных сетях.

3. Применение «интеллектуаль-

ной» SCADA позволяет зна-

чительно облегчить задачу

секционирования аварийных

участков.

4. Перспективы «интеллектуаль-

ной» SCADA — оптимизация

нагрузок питающих центров

и соответственно увеличение

сроков службы силового обо-

рудования.

5. Все оборудование может быть

установлено без отключения

потребителей от электроснаб-

жения.

6. Работа на расстоянии (приме-

нение штанг) безопасней ра-

боты в контакте (применение

изолирующих перчаток и дру-

гих материалов).

7. Все это приведет к улучшению

факторов SAIDI/SAIFI.

ООО «Энсто Рус»

+78123259340

+74952585270

www.ensto.ru

№

4 (55) 2019

Оригинал статьи: Инновационная концепция построения распределительных сетей (надежность, защита, автоматизация)

Читать онлайн

Статья о применении технических решений концерна Ensto при проектировании распределительных сетей и кабельных линий электропередачи и при монтаже средств автоматизации без снятия напряжения написана по материалам выступления Д.Г. ШАМАНОВА на международном симпозиуме, посвященном внедрению методов работы под напряжением (РПН), прошедшем в начале августа 2019 года в Республике Татарстан.