Система электроснабжения подстанций ФСК

Система электроснабжения подстанций ФСК

Анализ проводился в рамках подготовки предложения по комплексному решению для системы электроснабжения подстанций ФСК. В рамках данной работы необходимо было проанализировать структуру объекта «подстанция ФСК» в следующем разрезе:

  • Место объекта в энергосистеме;
  • Анализ технических параметров;
  • Анализ потребителей электрического напряжения, их требований к электроснабжению, их режимов работы;
  • Проанализировать требование стандартов ФСК к системам электроснабжения;
  • Определить типовое решение для системы электроснабжения подстанции ФСК.

На основании данной работы должно быть сформулировано ТЗ первого уровня на систему электроснабжения ПС;

Необходимо рассмотреть принципы организации систем жизнеобеспечения энергосистемы в сегменте электрических подстанций и предложить варианты повышения надежности и эффективности их работы с учетом новых технологических возможностей, появившихся в связи с применением СНЭ, ИБП АББЭ и др. Необходимо определить целесообразность применения нового оборудования для ПС ФСК, а также разработать типовые решения. При этом нужно определить функции нового оборудования и основные технические параметры.

Сокращения, используемые в тексте, приведены в конце статьи

Электрическая сеть — совокупность подстанций. распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи. предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Энергетическая система — совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этой системой (ГОСТ 21027-75)

Подстанция электрическая, электроустановка или совокупность электрических устройств для преобразования напряжения (трансформаторная подстанция) или рода электрического тока (преобразовательная подстанция), а также для распределения электрической энергии между потребителями. Подстанция электрическая является промежуточным звеном в системе передачи электрической энергии от электростанций к потребителям.

Энергосистема включает в себя следующие компоненты:

  • Объекты генерации
  • Линий электропередач
  • Электрические подстанции
  • Элементы диспетчерского управления
  • Потребители электроэнергии

Объектом данного исследования является подстанция. При рассмотрении подстанции как объекта исследования, необходимо учитывать его взаимосвязи с остальными компонентами энергосистемы.

Оценка рынка потенциальных потребителей систем

В Таблице 1 представлено примерное количество подстанций различного класса. Все подстанции условно поделены на три уровня – ФСК (магистральные сети напряжением 220кВ и выше), МРСК – межрегиональные и региональные сети (35 – 220кВ), районные распределительные сети (6 – 35 кВ).

Таблица 1 — Количество электрических ПС в России

По состоянию на 31 декабря 2010 в целом в электрических сетях суммарная мощность установленных трансформаторов на ПС с напряжением выше 35 кВ (уровень ФСК и МРСК) составила свыше 678 тыс. МВт, что составило 46,3% от всей трансформаторной мощности распределительных сетей. (ИАД Функционирование и развитие российской энергетики в 2010 г. — доклад министерства энергетики РФ, 2010)

Помимо разделения по уровню напряжения, ПС делятся между собой также:

  • По требуемому уровню надежности ее потребителей — например, требования к надежности электроснабжения подземной ПС будут выше;
  • По доступности ПС к источникам традиционной энергии — требования к надежности электроснабжения ПС, расположенных в труднодоступных местах, должны быть выше;
  • По обслуживанию – требования по надежности к необслуживаемым подстанциям будут выше;
  • По расположению к объектам локальной генерации – режим работы электрических подстанций в сети конечной мощности («мягкой» сети) отличается от режима работы подстанций сети бесконечной мощности («жесткой» сети)
  • По расположению ПС вблизи источников возобновляемой энергии (ветро- и солнечные генераторы) – для эффективной работы с возобновляемыми источниками требуются СНЭ

На каждой ПС СНЭ имеется своя собственная система электроснабжения. Потенциально наше оборудование может быть установлено на каждой из этих подстанций.

Назначение – передача и преобразование электроэнергии от объектов генерации и от других ПС ФСК

У ровень напряжения, кВ

Передаваемая мощность, МВА

Мощность ТСН, кВА

Рисунок 1 — Одна из типовых структурных схем главных цепей ПС ФСК (напряжением 330 кВ и выше) и схема питания ее СН

Согласно [4] и [5] в подстанциях ФСК используется одна или две системы шин высокого напряжения, разделенных на секции, два высоковольтных трансформатора (автотрансформатора), применяемых для преобразования высокого напряжения в высокое напряжение более низкого уровня и в среднее напряжение. По отношению к ПС уровня ФСК потребителями электроэнергии являются ПС уровня МРСК, подключаемые к системе шин высокого напряжения.

Шины среднего напряжения используется для организации питания собственных нужд подстанции. При этом к шине среднего напряжения подключение нагрузок внешних потребителей, как правило, не допускается. Это требование обусловлено необходимостью обеспечения повышенной надежности работы подстанции. Для питания собственных нужд ПС используется ЩСН, подключаемый к шине среднего напряжения через два трансформатора собственных нужд. Используются схемы как с явным, так и неявным резервированием. При этом и на стороне среднего и низкого напряжения может использоваться схема АВР.

Согласно [4], на подстанциях 330 кВ и выше следует предусматривать резервирование питания собственных нужд от третьего независимого источника питания. При этом мощность этого источника должна быть равна мощности трансформаторов СН.

Для питания потребителей собственных нужд первой категории в аварийном режиме, а также для питания потребителей СН особой категории в обычном режиме используется СОПТ и СГП.

Подстанции МРСК

Назначение – передача, преобразование электроэнергии и распределение ее потребителям.

Уровень напряжения, кВ

Рисунок 2 — Одна из типовых структурных схем главных цепей МРСК и схем питания ее СН

Схемы могут отличаться в зависимости от уровня напряжения главных шин, от вида подстанции (тупиковая или ответвительная). Отличием от ПС уровня ФСК является меньшая мощность высоковольтных трансформаторов, меньшая мощность системы питания собственных нужд. Здесь не требуется дополнительный независимый ввод среднего напряжения для питания собственных нужд, к звену среднего напряжения ПС МРСК могут подключаться различные потребители.

К выходу силовых трансформаторов через отдельные выключатели нагрузки подключены два трансформатора собственных нужд. На стороне низкого напряжения, как правило, используется схема АВР. Для питания потребителей собственных нужд первой категории в аварийном режиме, а также для питания потребителей СН особой категории в обычном режиме используется СОПТ и СГП.

Подстанции РС

Уровень напряжения, кВ

Передаваемая мощность, МВА

Рисунок 3 — Структурная схема главных цепей и схема питания СН ПС РС

Структурная схема ПС РС определяется категорией потребителя. Для потребителей третьей категории используются ПС с одним трансформатором, для потребителей второй и первой категории – два трансформатора. Трансформаторы преобразуют среднее напряжение в напряжение 0.4кВА, которое подается конечному потребителю.

На уровне ПС ФСК и МРСК традиционно существуют три системы электроснабжения:

  • Система питания подстанционных собственных нужд (СН);
  • Система оперативного постоянного тока (СОПТ);
  • Система гарантированного питания (СГП);

На уровне районных распределительных сетей СОПТ и СГП отсутствуют.

СН предназначены для питания потребителей подстанции первой категории (допускающих перерыв в электроснабжении на время срабатывания АВР) и второй категории. В СН ПС ФСК и МРСК используется щит собственных нужд (ЩСН), имеющий два и более независимых ввода. Каждый из вводов ЩСН подключается к выходу своего понижающего трансформатора собственных нужд, вход трансформатора, в свою очередь, подключается к ячейке среднего напряжения. Для оперативного переключения вводов в случае исчезновения напряжения на одном из них используется АВР.

Средняя мощность системы СН для ПС ФСК составляет 320 кВА, стоимость ЩСН — 6 – 8 млн. руб. для ПС МРСК мощность СН составляет 100кВА, стоимость ЩСН — 2 – 3 млн. руб.

Также в качестве третьего независимого ввода питания собственных нужд ПС ФСК иногда используются ДГУ, рассчитанные как на полную нагрузку СН, так и на часть ее.

СОПТ и СГП имеют схожие функции, они обеспечивают электроснабжение потребителей первой и особой категории. Некоторые из этих потребителей могут питаться как переменным (СГП), так и постоянным (СОПТ) напряжением.

Состав СОПТ разделяется для ПС ФСК и МРСК и включает в свой состав одну или две аккумуляторные батареи, зарядные устройства и один или два щита постоянного тока. Также в состав СОПТ включаются шкафы распределения оперативного тока – постоянного или переменного, а также шкафы оперативного тока.

Таблица2 — Примерный состав СОПТ для ПС ФСК и МРСК

Согласно [1] СОПТ должна обеспечивать рабочее и резервное питание следующих основных электроприемников:

  • устройств РЗА;
  • устройств управления и приводов высоковольтных выключателей;
  • устройств сигнализации;
  • устройств противоаварийной автоматики;
  • устройств коммерческого учета электроэнергии;
  • устройств связи, обеспечивающих передачу сигналов РЗА;
  • приводов автоматических вводных и секционных выключателей щитов
  • собственных нужд (ЩСН) напряжением 0,4 кВ.

СОПТ должна обеспечивать резервное питание:

  • инверторов резервного питания АСУ ТП;
  • светильников аварийного освещения помещений аккумуляторной батареи,
  • ОПУ,
  • релейного щита,
  • ЗРУ, насосных, камер задвижек пожаротушения.

В состав СГП, как правило, входят преобразователи электрического напряжения, использующие метод двойного on — line преобразования, к звену постоянного тока которых подключается АБ, питание от которой осуществляется при исчезновении напряжения на входе системы. При этом время перехода на питание от батареи равно нулю. Кроме того, в состав СГП входит байпас – резервная линия, через которую осуществляется питание нагрузки в случае неисправности преобразователя либо в случае короткого замыкания на выходе. В качестве СГП могут использоваться как ИБП (источники бесперебойного питания со своей встроенной АБ), так и агрегаты бесперебойного питания (АБП), которые, как правило, рассчитаны на большую мощность. В этом случае в качестве АБ теоретически может использоваться подстанционная АБ, энергоемкость которой должна быть соответственно увеличена, но в проектах поставки оборудования такие решения не включались только для объектов генерации.

СОПТ для ПС Восточная 330кВ включает в себя две АБ емкостью по 600 Ач каждая, четыре ЗВУ номиналом по 160А каждый, два ЩПТ с коммутационными аппаратами на вводе от АБ номиналом 250А и шкафы распределения оперативного тока. Перечень оборудования представлен в таблице.

Однолинейная схема СОПТ представлена в приложении Б.

СОПТ обеспечивает питание терминалов РЗА, АСУ ТП и цепей управления коммутационными аппаратами, автоматики и сигнализации в нормальных режимах и в течение двух часов при полном обесточивании СН ПС. СОПТ разделена на две взаимно резервируемые части. Потребители постоянного тока распределены между собой таким образом, что отказ одной из них не приводит к потере основных функций РЗА, ПА, АСУ ТП и управления коммутационными аппаратами. В нормальном режиме питание потребителей СОПТ осуществляется от ЗВУ, АБ берет нагрузку на себя в случае возникновения пиковых режимов (одновременной коммутации нескольких групп потребителей, возникновении КЗ), а также в аварийном режиме. Поскольку на ПС применяются современные элегазовые высоковольтные выключатели, которые не потребляют больших толчковых токов при коммутации, в ЩПТ нет разделения на шины ШП и ШУ, каждый ЩПТ состоит из двух равноценных шкафов, в каждом шкафу используется одна секция шин.

Используется трехуровневая система защиты. На первом (в шкафу выносных предохранителей) и среднем (на отходящих фидерах секций ЩПТ) уровнях используются предохранители, на третьем уровне (в ШРОТ) используются модульные автоматические защитные выключатели.

Согласно требованиям [1] трехуровневая защита предусматривает:

  • Резервирование нижестоящих защитно-коммутационных аппаратов вышестоящими ЗКА во всем диапазоне токов КЗ;
  • Селективность ЗКА во всем диапазоне токов КЗ;

Кроме того, СОПТ разделяется на две зоны – «чистую», которая применяется для питания цепей МТ РЗА и цепи, не выходящие за пределы помещения РЗА, и «грязную» — которая используется для питания цепей управления выключателей в КРУ и на ОРУ. Гальваническое объединение двух зон происходит только на шинах ЩПТ, что снижает вероятность снижения напряжения цепей питания МТ РЗА в случае возникновения КЗ в кабелях, питающих удаленных потребителей. Кроме того, для питания цепей оперативной блокировки предусмотрено использование гальванически развязывающих DC / DC преобразователей 220В/220В, которые используются для того, чтобы гальванически развязать между собой основную СОПТ и СОПТ цепей питания ОБ. Также предусмотрены меры по обеспечению ЭМС, в частности кабели, питающие МТ РЗА, имеют защитные экраны.

Нагрузка СОПТ подразделяется на постоянную и толчковую, режим работы СОПТ – на нормальный (при котором присутствуют питания СН ПС) и аварийный (при котором питание СН отсутствует).

** — применяется совместно с АВР

*** — 48 В постоянного тока

Активное развитие преобразовательной техники и появление на рынке нового поколения накопителей электроэнергии (аккумуляторные батареи с высокой плотностью энергии, суперконденсаторы) позволили создать так называемые системы накопления электроэнергии (СНЭ), позволяющие накапливать электроэнергию в момент ее избытка и расходовать ее в момент дефицита. Повышенное количество циклов заряда и разряда для нового поколения АБ позволяет значительно увеличить срок их службы. Кроме того, разработаны новые алгоритмы управления, позволяющие добиться высоких значений КПД для мощных преобразователей напряжения при их номинальной нагрузке (95 – 97%). Эти и другие разработки позволяют говорить о потенциальной возможности широкого внедрения подобных устройств в энергетике. ОАО «ФСК ЕЭС» активно участвует в этом процессе. Программа НИОКР, принятая ФСК, предполагает установку пилотных систем на некоторые ее ПС. Данный анализ был проделан для того, чтобы определить перспективы интеграции СНЭ с систему электроснабжения ФСК, оценить параметры таких систем и предложить возможные решения.

В настоящее время на ряде подстанций уровня ФСК реализуется проект установки ИБП АББМ (источник бесперебойного питания с аккумуляторными батареями большой мощности). Строго говоря, данный термин употребляется некорректно, так как речь идет об АБ не с большой мощностью, а с бОльшей (по сравнению с обычными ИБП) запасенной энергией. Данное решение технически оправдано на ПС, в которых большинство потребителей СН являются потребителями первой и нулевой категории (например, на ПС Смирново и ПС Сколково, которые являются ПС подземного типа). В этом случае целесообразно применение ИБП АББМ, рассчитанных на полную мощность нагрузки собственных нужд. При этом обеспечивается гарантированное питание всех ответственных потребителей напряжением переменного тока.

Для примера рассмотрим схему питания СН ПС Смирново. Питание осуществляется по схеме неявного резервирования от двух независимых вводов через трансформаторы СН TN 1 и TN 2. Резервирующий трансформатор TN 3 питается от независимого ввода 3 и подключен к секции 3 СН. Кроме TN 3 к секции 3 подключена ДГУ, рассчитанная на мощность трансформатора СН. Для обеспечения потребителей ГП используются ИБП, включенные между секцией СН и секцией питания ответственных потребителей. Система построена по модульному принципу и включает в свой состав четыре одинаковых ИБП. Каждый модуль рассчитан на мощность 300кВА и время резервирования 1 час. Схемой предусмотрено резервирование питания секций ГП непосредственно от секций СН. Живучесть объекта обеспечивается тем, что нагрузки ответственных потребителей питаются от двух разных секций ГП.

Рисунок 4 — Схема подключения ИБП АББМ

Рисунок 5 — Схема ИБП

Используется схема двойного преобразования напряжения, ИБП работает в режиме on — line. Входное переменное напряжение сети 50 Гц преобразуется в постоянное напряжение, которое, в свою очередь преобразуется в переменное напряжение 50 Гц гарантированного питания. К звену постоянного тока подключены три блока литий ионных батарей, емкость каждого равна 100кВт*ч. В случае исчезновения напряжения на входе ИБП питание потребителей будет осуществляться от АБ. Время перерыва питания потребителей при этом равно нулю. Помимо компенсации исчезновения напряжения питания сети и его провалов, ИБП позволяет существенно улучшить качество электроэнергии. На входе и на выходе ИБП включены гальванически развязывающие трансформаторы низкого напряжения. В случае возникновения неисправности преобразователя происходит автоматическое переключение ИБП на работу через байпас. Коммутация осуществляется при помощи электронного контактора, собранного на силовых тиристорах. Также предусмотрен ручной байпас, который позволяет полностью выводить ИБП из эксплуатации для проведения ремонтно-профилактических работ.

Помимо обеспечения независимости электроснабжения нагрузок от наличия напряжения на входе ИБП (АБП) выполняет еще ряд важных функций:

  • Гальваническую изоляцию выхода от входа
  • Стабилизацию напряжения и частоты на выходе
  • Демпфирование кратковременных провалов напряжения сети

В этом заключается преимущества от использования ИБП.

Вместе с тем, у данного решения есть недостаток: использование ИБП АББМ – дорогое решение.

Используемое оборудование (преобразователи, АББМ) на сегодняшний день являются дорогими даже по сравнению с обычными компонентами ИБП, входящих в состав обычных индустриальных систем бесперебойного питания, рассчитанных на меньшее время резервирования, и заведомо намного дороже стоимости ЩСН. Как уже было отмечено, использование ИБП технически оправдано на ПС в которых большинство потребителей СН являются потребителями первой и нулевой категории. Но таких подстанций немного. Для обычных подстанций, большая часть потребителей СН (отопление, освещение, различные силовые сборки и др.) не являются потребителями нулевой или первой категории. С этой точки зрения, питать, например, электрические калориферы дорогим и качественным напряжением ГП видится экономически и технически нецелесообразным.

Кроме того у данного решения есть и другие недостатки.

Вследствие использования схемы двойного преобразования и гальванически развязывающих трансформаторов происходят достаточно большие потери электроэнергии, связанные с работой силовых ключей и сетевых трансформаторов. Так, например, в указанной схеме питания ПС Смирново, суммарный КПД ИБП АББМ будет примерно 90% или ниже даже в номинальном режиме. Таким образом, при питании 1000кВт нагрузки, минимум 100 кВт будут рассеиваться в виде тепла. Поэтому еще одним недостатком данного решения являются дополнительные потери электроэнергии за счет преобразования электроэнергии.

Кроме того, нужно отметить, что система ИБП АББМ – сложное электротехническое, электрохимическое и электронное устройство, вероятность выхода из строя существенно выше по сравнению с вероятностью выхода из строя обычных устройств СН – защитно-коммутационных аппаратов. Таким образом, использование схемы ИБП АББМ может приводить к суммарному снижению надежности электроснабжения ПС;

Таким образом, с большой степенью вероятности можно констатировать, что использование ИБП АББМ на обычных ПС в качестве типового решения является необоснованным.

Основная функция ПС уровня ФСК – обеспечение надежного транзита электроэнергии на федеральном уровне. Главное требование к предъявляемому оборудованию на ПС ФСК – надежность. Для того чтобы определить, каким образом СНЭ могут быть полезны на ПС ФСК, необходимо проанализировать те добавочные полезные качества, которые привносят данные системы.

Что принципиально нового дают системы накопления энергии?

По сравнению с традиционными свинцово-кислотными аккумуляторами, используемыми, например, в системах оперативного постоянного тока, АБ, входящие в состав СНЭ, имеют повышенный ресурс количества циклов заряд/разряд и низкое значение выходного сопротивления, позволяющее иметь высокий КПД и, при необходимости, быстро заряжать или разряжать АБ. Кроме того, литий-ионные или никель-натрий-хлорные аккумуляторы имеют в несколько раз меньшие вес и габариты при тех же значениях запасенной энергии по сравнению со свинцово-кислотными АБ.

Использование этих качеств позволяет:

1. Осуществлять длительную работу СНЭ в цикле заряд/разряд, сглаживая периодические пики потребления электроэнергии;

2. Согласовывать графики генерации электроэнергии возобновляемыми источниками энергии (солнечные батареи, ветрогенераторы) и ее потребление электроприемниками;

3. Осуществлять регулирование параметров электрической сети;

4. Использовать СНЭ в качестве «горячего» резерва электрической мощности;

5. Создавать относительно компактные системы электропитания, размещаемые, например, в контейнерах.

Каким образом эти качества могут быть востребованы на ПС ФСК?

Первое применение может быть использовано для сглаживания суточных пиков нагрузки. В случае подстанций ФСК речь не идет о суточных колебаниях нагрузок собственных нужд. Нагрузка собственных нужд на ПС, как правило, достаточно равномерная. Также речь не идет о сглаживании нагрузок потребителей, так как согласно [4, 6.1.1] «от сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается». Имеет смысл рассмотреть возможность использования СНЭ для компенсации межсистемных перетоков мощности между различными ПС ФСК. Также возможно использование СНЭ для регулирования параметров сети или в качестве горячего резерва.

Работа с возобновляемыми источниками выходит за рамки данного рассмотрения, что же касается компактности, нужно заметить, что, как правило, на ПС ФСК достаточно места, поэтому пятое преимущество в данном случае роли не играет.

Компенсация межсистемных перетоков мощности

Компенсация межсистемных перетоков мощности между крупными энергорайонами ЕЭС – важная задача с точки зрения экономии теряемой в магистральных линиях электропередач энергии. Данное техническое решение позволяет также отсрочить инвестиции в реконструкцию действующих линий в случае нехватки их мощности при увеличении энергопотребления потребителями. Но для того, чтобы эффект от применения СНЭ для реализации данной функции был заметным, необходимо чтобы мощность СНЭ составляла величину порядка 10% от мощности транзита электроэнергии. Таким образом, речь идет о создании СНЭ, рассчитанных на мощность несколько десятков или даже сотен МВт и времени резервирования нескольких сотен МВт-ч. В настоящее время не представляется возможным создание систем накопления, использующие АБ, рассчитанные на требуемые параметры.

Регулирование параметров электрической сети

Данная задача весьма актуальна для локальных электрических сетей конечной мощности. Но и для ЕЭС эта задача также чрезвычайно важна. Для того чтобы осуществлять такое регулирование, нужно иметь систему, рассчитанную на мощность порядка 100 МВт. В связи с тем, что в данном случае не требуется длительное время резервирования (требуемое время – порядка несколько минут), такие системы сегодня вполне технически осуществимы с использованием, например, суперконденсаторов – значительно более дешевых, по сравнению с АБ, устройств. В контексте данного рассмотрения это решение детализироваться не будет, так как выходит за рамки рассмотрения системы электроснабжения подстанций.

Использования в качестве «горячего» резерва для повышения уровня надежности системы электроснабжения ПС ФСК

Согласно [4, 6.1.1] «На подстанциях 330кВ и выше следует предусматривать резервирование питания собственных нужд от третьего независимого источника питания». При этом мощность этого источника должна быть равна мощности трансформаторов СН. В качестве третьего независимого источника питания используется либо независимый ввод среднего напряжения, не связанный с силовыми трансформаторами ПС, либо ДГУ. К недостаткам первого решения можно отнести то, что в случае масштабной аварии, приводящей к отключению ВЛЭП, велика вероятность потери электроснабжения и от третьего независимого ввода. С этой точки зрения использование ДГУ более предпочтительно, так как позволяет иметь необходимый уровень автономии. К недостаткам этого решения, в свою очередь, относится то, что дизель-генератор не может быть введет в эксплуатацию очень быстро. Требуемое время выхода на проектный режим составляет от одной до нескольких минут. Для того чтобы не потерять электроснабжение в это время можно использовать СНЭ. Время перехода данной установки в режим автономной работы на нагрузку составляет примерно 10 мсек, что существенно меньше чем типичная скорость срабатывания АВР.

Структурная схема системы электроснабжения ПС для этого случая представлена ниже.

Рисунок 6 — Схема питания СН ПС

Здесь вместо третьего независимого ввода питания СН ПС используется СНЭ, работающая совместно с ДГУ. Мощность ДГУ и СНЭ рассчитана на полную нагрузку СН (несколько сот кВт, в зависимости от проекта), время резервирования СНЭ – примерно 10 минут. При исчезновении питания на вводах 1 и 2 питание осуществляется от СНЭ на время, необходимое для включения ДГУ. После этого питание осуществляется от ДГУ. Принципиальным отличием данной схемы от схемы ИБП является то, что в СНЭ вместо выпрямителя используется обратимый инвертор, который может как выпрямлять переменное напряжение в постоянное (при заряде аккумуляторов), так и работать в качестве обычного инвертора, преобразуя постоянного напряжение (запасенное в аккумуляторах) в переменное напряжение 50 Гц, обеспечивая питание СН.

Данная схема позволяет объединить в одну систему резервное питание СН, и систему ГП, при этом СНЭ, кроме функции резервирования электропитания СН будет выполнять функцию питания нагрузок ответственных потребителей. Для этого необходимо добавить еще один инвертор, рассчитанный на мощность нагрузок ответственных потребителей переменного тока.

Рисунок 7 — Схема объединения СНЭ и СНП

Использовать СНЭ в качестве системы, выполняющей функции СОПТ, не представляется целесообразным по следующим соображениям: в системах СНЭ для увеличения мощности инвертора, как правило, используется повышенное напряжение постоянного тока 600 – 900 В. Для того чтобы использовать его для питания нагрузок СОПТ (220 В), необходим дополнительный мощный DC / DC преобразователь. Его использование приведет к удорожанию системы, к снижению надежности работы системы в целом, а также необходимо будет решать проблему отключения токов КЗ в нагрузке СОПТ. Тем не менее, для того чтобы получить окончательную ясность по этому вопросу нужна дополнительная проработка.

Параметры СНЭ и ДГУ

Мощность ДГУ, кВт

* — определяется мощностью ТСН

Целесообразность использования СНЭ на ПС ФСК для обеспечения непрерывного электроснабжения всех потребителей СН пока остается под вопросом, так как проблема питания ответственных потребителей достаточно хорошо решается традиционными методами (использование СОПТ). Для питания ответственных потребителей гарантированного питания достаточно использовать серийные индустриальные ИБП.

Основное отличие подстанций уровня МРСК заключается в том, что ПС уровня МРСК предназначены не только для передачи и преобразования, но также и для распределения электроэнергии. Потребителями по отношению к ПС МРСК являются ПС распределительных сетей. В связи с этим предполагается потенциально целесообразным использования СНЭ на ПС МРСК для сглаживания суточных колебаний нагрузки. При этом мощность СНЭ должна быть равна 1 – 10 МВт, время резервирования – несколько часов. Создание СНЭ, рассчитанных на такие параметры, сейчас технически реализуемо. Подключение к сети питания должно подключаться через шину среднего напряжения. При этом реализуется еще одна важная функция СНЭ – повышение устойчивости работы сети через организацию распределенного резерва электрической энергии.

Вывод: применение СНЭ на подстанциях уровня МРСК может быть экономически оправданным и технически реализуемо.

Учитывая особенности работы СНЭ, видится, что наиболее полезно их применение на уровне ПС распределительных сетей. При этом СНЭ позволяют снизить расходы на подключение электроэнергии. СНЭ в данном случае подключается непосредственно к шине распределения. Такое подключение дополнительно обеспечивает:

  • Обеспечение непрерывного электроснабжения СН ПС;
  • Обеспечение сглаживание пиков потребления нагрузки.

Рисунок 8 — Схема подключения СНЭ на однотрансформаторной подстанции среднего напряжения

Вывод: применение СНЭ на подстанциях РС может быть экономически оправданным и технически реализуемо. В целом применение СНЭ может существенно повысить стабильность снабжения электроэнергией конечного потребителя.

Существующие стандарты:

  1. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.120.40.041-2010 Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования
  2. Типовой перечень сигналов, поступающих от РЗА, ПА, АИИС КУЭ и инженерных систем подстанции в АСУ ТП, Москва 2010г.
  3. Руководство по проектированию систем оперативного постоянного тока (СОПТ) ПС ЕНЭС Типовые проектные решения. 2011
  4. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС) Стандарт организации
  5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750кВ. Типовые решения, Энергосетьпроект, 2006г.
  6. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем РД 34.35.310-97
  7. Методические указания по инженерным расчетам в системах оперативного постоянного тока для предотвращения неправильной работы дискретных входов микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, при замыканиях на землю в цепях оперативного постоянного тока подстанций ЕНЭС

АБ — аккумуляторная батарея

АВР — автоматический ввод резерва

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологического процесса

ГП — гарантированное питание

ДГУ — дизель-генераторная установка

ЕЭС — единая энергосистема

ИБП — источник бесперебойного питания

ИБП АББМ — источник бесперебойного питания с аккумуляторными батареями большой мощности

ЗВУ — зарядно-выпрямительное устройство

ЗКА — защитно-коммутационный аппарат

КЗ — короткое замыкание

КРУ — комплектное распределительное устройство

МТ — микропроцессорный терминал

МРСК — Межрегиональная и региональная сетевая компания

ПА — противоаварийная автоматика

ОБ — оперативные блокировки

ОРУ — открытое распределительное устройство

РЗА — релейная защитная автоматика

РС — распределительные сети

СГП — система гарантированного питания

СОПТ — система оперативного постоянного тока

СН — собственные нужды

ТЗ — техническое задание

ТСН — трансформатор собственных нужд

ФСК — Федеральная сетевая компания

ШАО — шкаф аварийного освещения

ШП — шина питания

ШРОТ — шкаф распределения оперативного постоянного тока

ШУ — шина управления

ЩПТ — щит постоянного тока

ЩСН — щит собственных нужд

Приложение Б Однолинейная схема СОПТ ПС Восточная 330кВ