Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7838| Назва: | Розробка проєкту цифрової трансформаторної підстанції 35/10 кВ |
| Автори: | Семко, Інга Борисівна Чупилка, Денис Анатолійович |
| Ключові слова: | цифрова підстанція;оптоволоконні трансформатори;Міжнародний стандарт ІЕС 62850;автоматизація ПС |
| Дата публікації: | гру-2023 |
| Короткий огляд (реферат): | Перший розділ є аналітичним. У ньому зроблено аналіз існуючих рішень сучасних цифрових підстанцій встановлено, що їх використання вирішують багато проблем завдяки стандартизованим оптоволоконним комунікаційним шинам та датчикам, які інтегровані у первинний високовольтний апарат У другому розділі розглянуті питання, присвячені аналізу об’єкта дослідження та споживачів. Зроблено розрахунок струмів короткого замикання та подальший вибір і перевірка обладнання, струмоведучих частин, пристроїв релейного захисту і автоматики. Розроблено проєкт цифрової підстанції 35/10 кВ. Третій розділ присвячений обґрунтуванню економічної доцільності реалізації проєкту цифрової підстанції. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7838 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| Чупилка.pdf Restricted Access | 2.4 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИСТЕТ ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ ТА МАШИНОБУДУВАННЯ Кафедра електротехнічних систем «До захисту допущено» Зав. кафедри ЕТС __________ О.О. Ситник (підпис) (ініціали, прізвище) «___»___________2023 р. Кваліфікаційна робота на здобуття ступеня вищої освіти магістра на тему: «Розробка проєкту цифрової трансформаторної підстанції 35/10 кВ» Виконав: здобувач вищої освіти _2_ курсу, групи ЕСЕ-022 Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» (шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) Чупилка Денис Анатолійович ______________ (прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) Науковий к.т.н., доцент Семко І.Б. ______________ керівник (вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис) Нормоконтроль _к.т.н., доцент Ключка К.М.__ ______________ (вчені ступінь та звання, прізвище та ініціали) (підпис) Черкаси 2023 р. 3 РЕФЕРАТ По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість сторінок – 92, рисунків – 21, таблиць – 9, використаних літературних джерел – 24. Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення надійності роботи обладнання, шляхом розробки проєкту «цифрова підстанція». На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання: 1. Розглянути основні технологічні рішення в області цифрової підстанції. 2. Розрахувати цифрову підстанцію 35/10 кВ. 3. Провести аналіз та збір інформації про сучасні напрацювання в області цифрових підстанцій. 4. Запропонувати методику оцінки проєкту та провести техніко- економічне обґрунтування проєкту «Цифрова підстанція». Перший розділ є аналітичним. У ньому зроблено аналіз існуючих рішень сучасних цифрових підстанцій встановлено, що їх використання вирішують багато проблем завдяки стандартизованим оптоволоконним комунікаційним шинам та датчикам, які інтегровані у первинний високовольтний апарат У другому розділі розглянуті питання, присвячені аналізу об’єкта дослідження та споживачів. Зроблено розрахунок струмів короткого замикання та подальший вибір і перевірка обладнання, струмоведучих частин, пристроїв релейного захисту і автоматики. Розроблено проєкт цифрової підстанції 35/10 кВ. Третій розділ присвячений обґрунтуванню економічної доцільності реалізації проєкту цифрової підстанції Ключові слова: цифрова підстанція, оптоволоконні трансформатори, Міжнародний стандарт ІЕС 62850, автоматизація ПС. 4 ЗМІСТ ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 6 ВСТУП ..................................................................................................................... 7 РОЗДІЛ 1. ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ .................................................................. 9 1.1 Загальні відомості про цифрову підстанцію ............................................... 9 1.2 Огляд світових тенденцій розвитку цифрової підстанції ........................ 11 1.2.1 Цифрова підстанція США TVA Bradley .............................................. 12 1.2.2 Цифрова підстанція: Іспанія Alcala de Henares ................................... 15 1.2.3 Цифрова підстанція у Китаї .................................................................. 16 1.2.3 Цифрова підстанція TransGrid .............................................................. 20 1.3 Будова цифрової підстанції ......................................................................... 21 1.3.1 Архітектура цифрової підстанції ......................................................... 21 1.3.2 Основні елементи цифрової підстанції................................................ 23 1.4 Структура стандарту IEC 61850 ................................................................. 29 1.5 Висновки до першого розділу .................................................................... 35 РОЗДІЛ 2. РОЗРОБКА ПРОЄКТУ ЦИФРОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ 35/10 КВ ....... 37 2.1 Обґрунтування проєкту цифрової підстанції ............................................ 37 2.2 Розрахунок електричних навантажень цифрової підстанції ................... 40 2.3 Розрахунок струмів короткого замикання ................................................. 44 2.3.1 Розрахунок струмів трифазного КЗ в характерних точках ............... 47 2.3.2 Розрахунок струму однофазного КЗ в мережі 35 кВ ......................... 49 2.4 Вибір високовольтної апаратури ................................................................ 53 2.4.1 Вибір високовольтних апаратів РУВН ................................................ 53 5 2.4.2 Вибір оптоволоконного трансформатора на напругу 35 кВ ............. 54 2.4.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ................................... 55 2.4.4 Вибір трансформаторів струму ............................................................ 57 2.4.5 Вибір трансформаторів напруги........................................................... 59 2.5 Автоматизація цифрової підстанції ........................................................... 60 2.6 Висновки до розділу 2 ................................................................................. 63 РОЗДІЛ 3. ОЦІНКА ПРОЄКТУ ЦИФРОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ 35/10 КВ ............ 64 3.1 Методика обґрунтування економічної доцільності реалізації проєкту цифрової підстанції ............................................................................................ 64 3.2 Опис позитивних ефектів для АСУ ТП при впровадженні ОТС та ОТН .............................................................................................................................. 74 3.3 Порівняльна оцінка вартості рішень на базі електромагнітних та оптичних трансформаторів ............................................................................... 76 3.4 Висновки до розділу 3 ................................................................................. 86 ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 88 СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 91 6 ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ АСУ ТП – автоматизована система управління технологічними процесами ВРП – відкритий розподільний пристрій ЕЕ – електрична енергія ІЕП – інтелектуальний електронний пристрій ОТН – оптичний трансформатор напруги ОТС – оптичний трансформатор струму ПКТ – програмно-технічний комплекс ПЛК – програмовані логічні контролери ПС – підстанція РЕР – розподілені енергетичні ресурси РЗА – релейний захист та автоматика РСУ – розподілені системи управління УСО – універсальна система обліку IEC – іnternational Electrotechnical Commission RTU – Remote Terminal Unit (віддалений термінал) 7 ВСТУП Актуальність дослідження. Понад чверть століття тому почали розвиватися цифрові технології в системах збору та обробки інформації, управління та автоматизації трансформаторних підстанцій, що є важливим підходом в галузі електроенергетики [22, 23]. Адже завдяки розвитку цифрових технологій можна значно прискорити будь-які промислові процеси, використовуючи надточні методи вимірювань з метою підвищення продуктивності праці, рівня безпеки для обслуговуючого персоналу в електроенергетичних компаніях [6]. Технологія повного оцифрування інформації енергосистеми, а також швидкість її отримання та передачі, забезпечують продуктивність у режимі реального часу із більшою точністю, що відкриває перспективу можливості впровадження цифрової підстанції [19, 20]. Використання мікропроцесорної техніки у пристроях автоматизації, захисту та контролю трансформаторної підстанції, дало революційний поштовх у сфері електроенергетики починаючи від «звичайної» до «розумної» мережі [21]. Перспективним з економічної точки зору є напрямок впровадження технології «цифрова підстанція» на основі стандартів серії IEC 61850, в яких реалізовані технології управління розумними мережами. Раціональне проєктування різних типів та категорій трансформаторних підстанцій, особливо раціональна та економічна конструкція головних електричних схем з’єднання, підбір параметрів обладнання та пристроїв їх оптимальне розміщення є складним актуальним завданням, особливо в умовах безперервності технологічного процесу та роботи електроустановок, що створюють особливі вимоги до системи електропостачання [4, 7]. Таким чином, актуальною є задача застосування технології «цифрова підстанція», що значно знизить витрати на проєктування, експлуатацію та обслуговування майбутніх енергетичних об’єктів. 8 Метою кваліфікаційної магістерської роботи є підвищення надійності роботи обладнання, шляхом розробки проєкту «цифрова підстанція». На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання: 1. Розглянути основні технологічні рішення в області цифрової підстанції. 2. Розрахувати цифрову підстанцію 35/10 кВ. 3. Провести аналіз та збір інформації про сучасні напрацювання в області цифрових підстанцій. 4. Запропонувати методику оцінки проєкту та провести техніко- економічне обґрунтування проєкту «Цифрова підстанція». Об'єкт дослідження – цифрова підстанція. Предмет дослідження – забезпечення надійності роботи в системах розподілу електричної енергії. Методи досліджень. При вирішенні поставлених завдань використовувалися методи статистичної обробки інформації, методи емпіричного дослідження. Науковою новизна. Запропоновано методику оцінки проєкту «Цифрової підстанції», яка відрізняється від відомих тим, що дозволяє запровадити інноваційні рішення, які дають можливість підвищити надійність роботи обладнання та скоротити витрати. Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній конференції ЧДТУ, яка відбувалася 18-20 квітня 2023 р. 9 РОЗДІЛ 1 ЦИФРОВА ПІДСТАНЦІЯ 1.1 Загальні відомості про цифрову підстанцію Цифрова підстанція – це одна з основних технологій, призначених для підвищення безпеки, надійності та продуктивності роботи електричної мережі та для зниження загальної вартості ПС [19, 20]. Цифрові підстанції виключають електричний зв'язок між високовольтним обладнанням та панелями управління та релейного захисту, обліку електроенергії, АСУ ТП, реєстрації аварійних подій за протоколом IEC 61850 [17]. Все це створює безпечні умови праці, а також зменшує витрати на експлуатаційні, монтажні та пусконалагоджувальні роботи, будівництво, обслуговування всієї системи. Цифрові підстанції є ключовим компонентом інтелектуальної мережі, в якій з'являється більше непостійних відновлюваних джерел ЕЕ, вони сприяють підвищенню безпеки та надійності за рахунок отримання та передачі даних та скорочення часу для прийняття рішень у разі надзвичайних ситуацій [19, 20]. Цифрова підстанція має багато переваг порівняно із традиційною ПС [1, 4]. До них відносяться: − проста установка (набагато менше проводів); − взаємозамінність та сумісність між пристроями, що виробляються різними виробниками; − підвищена надійність; − покращена точність вимірювань та запис інформації; − легке включення сучасних електронних датчиків CT та VT; − більш висока продуктивність ЕМС та ізоляція ланцюгів. Мета створення цифрової підстанції: 1) Підвищена надійність та доступність. Широкі можливості самодіагностики цифрових пристроїв гарантують максимальну доступність 10 підстанції, а також повний набір функцій: будь-яке зниження продуктивності активу визначається в реальному часі. Внутрішня надмірність, вбудована в систему, може бути використана для самозавершення неправильної роботи і дозволяє усувати проблеми без необхідності первинного збою системи. 2) Оптимізована робота активів. Інтелект у цифрових схемах ПС дозволяє проводити ретельний моніторинг вантажопідйомності обладнання підприємства, виходячи з їх проєктних оцінок. Цей аналіз динамічного навантаження означає, що лінії, кабелі, трансформатори та інше мережеве обладнання можуть працювати ближче до їхніх меж. 3) Підвищена безпека: відсутність провідних міжвузлових схем з трансформаторами струму, що знижує ризик смертельних травм через ненавмисне відкриття ланцюга персоналом; відсутність масла в трансформаторах знижує ризик вибуху; розширений самоконтроль активів підстанції гарантує, що вони працюють у безпечних межах. 4) Зниження витрат на технічне обслуговування. Цифрова підстанція ретельно контролює всі активи підстанції з точки зору умов експлуатації, ефективної вантажопідйомності та показників стану активів. Інтелектуальні системи аналізують дані та надають рекомендації щодо дій з технічного обслуговування та ремонту. Це дозволяє перейти до прогнозованого обслуговування, для того щоб уникнути непередбачених збоїв та витрат на екстрений ремонт. 5) Оптимізація інвестицій. Капітальні витрати на інвестиційні проєкти скорочені за багатьма напрямами: економія часу, який необхідний для проектування та монтажу підстанцій; зменшення витрат на 80% для придбання мідних проводів за рахунок використання оптоволоконного проводу; інструменти оптимізації активів дозволяють прискорити націлювання слабких зон, які необхідно посилити, що дозволяє знизити операційні витрати. 6) Проста модернізація та розширення існуючих підстанцій. Взаємодіючі рішення та використання оптоволоконного проводу замість 11 мідних проводів зменшують тривалість та витрати при модернізації існуючих підстанцій. 7) Стандартизація та сумісність. Будучи сумісним із протоколом IEC 61850, цифрові рішення та підстанції розроблені для забезпечення сумісності з обладнанням інших постачальників, з високим ступенем стандартизації на рівні інтерфейсу систем вторинного обладнання. 8) Покращені можливості зв'язку. Обмін даними між інтелектуальними пристроями, усередині та між підсистемами оптимізується через Ethernet- зв'язок. Інтелектуальні локальні та широкосмугові блоки управління дозволяють здійснювати обмін даними між рівнями напруги всередині підстанцій та між підстанціями. Прямий зв'язок між підстанціями без необхідності транзиту через центр управління зменшує час відгуку, дозволяючи використовувати програми в режимі реального часу. 1.2 Огляд світових тенденцій розвитку цифрової підстанції На сьогоднішній день існує три типи підстанцій [1, 4, 6]: 1) Традиційна. На цьому етапі контроль та захист за допомогою інтелектуальних електронних пристроїв, як правило був для однієї конкретної функції. Використовуються мідні проводи для передачі даних, що приєднані до основних пристроїв підстанції та засобів захисту. Більшість підстанцій в Україні, які сьогодні працюють, побудовані саме на основі традиційних технологій. 2) Сучасна. Сьогодні більшість нових підстанцій є сучасними. Вони оснащені стандартом зв'язку Інтернет між рівнем захисту та рівнем контролю станції. Інтелектуальні електронні пристрої виконують паралельно багато функцій, але зв'язок лише на рівні процесу досі виконується з допомогою тисяч мідних проводів. 12 3) Цифрова. Цифрова комунікаційна технологія, що реалізується зараз на рівнях процесу, не потребує тисячі мідних дротів між рівнем процесу та захисту. Вона прокладає шлях до моніторингу, діагностики та дослідження стану системи. Заміна великогабаритних традиційних вимірювальних трансформаторів на невеликі прецизійні датчики та поєднання функцій, які раніше зберігалися окремо, дозволяють суттєво скоротити обсяг спостереження. Шини на станціях та технологічних рівнях відповідають міжнародному стандарту IEC 61850. 1.2.1 Цифрова підстанція США TVA Bradley Прорив автоматизації та захисту зробив гігантський крок уперед, коли адміністрація Теннессі-Веллі відкрила свою підстанцію TVA Bradley. Таким чином, у США з’явилася перша цифрова підстанцію, що відповідала стандарту IEC 62850, у ній були реалізовані всі доступні функції, які підтримувалися цим стандартом зв'язку на трансформаторній підстанції 500 кВ. Компанія Siemens надала захисні реле SIPROTEC та апаратне програмне забезпечення для автоматизації підстанцій SICAM PAS. Програмне забезпечення для конфігурування Siemens, DIGSI, встановило ранні стандарти та було першим комерційно доступним інструментом конфігурування IEC 62850. Функції безпеки реле SIPROTEC, включають можливість тільки ліцензованого доступу для авторизованих користувачів IEC 62850, які можуть отримати доступ до реле у захищеній мережі. Маючи багаторічний досвід та безліч підстанцій, що відповідають стандарту IEC 62850 по всьому світу Siemens займає провідне місце у команді проекту Bradley [19]. TVA Bradley в даний час має найекономічнішу будову захисту та управління передачею ЕЕ США, що використовує стандарти IEC 62850 для зменшення кількості проводів, компонентів та з'єднань у конструкції 13 диспетчерського пункту захисту підстанції. Фірма Siemens відіграла значну роль у даному проекті, який було розпочато у 2004 році та втілений в реальність у 2008 році. Під час остаточного введення в експлуатацію реле Siemens SIPROTEC, розробники ідентифікували та повідомили проектну групу про численні проблеми у критично важливій інфраструктурі зв'язку, що складається з різного стороннього обладнання для зв'язку та реле кількох постачальників на додаток до компонентів Siemens. Програма контролю реле SIPROTEC виявила недостатню кількість інформації, яка спричинена проблемами в оптоволоконних установках та виявила проблеми у налаштуваннях комутаторів зв'язку, які не фільтрували повідомлення із системи. Дана програма надає важливу інформацію про стан провідних з'єднань, які тепер виконуються за допомогою обміну повідомленнями про об'єктно-орієнтовані події підстанції (GOOSE) у мережі зв'язку. За словами менеджера із захисту та контролю TVA Bradley Джима Курца, підстанція встановила багато «перших», включаючи першу реалізацію передачі 500 кВ, вперше утиліта виступила як інтегратор, вперше повідомлення GOOSE використовувалися для безпечного високошвидкісного відключення, і вперше повідомлення GOOSE між реле різних виробників використовувалися для реалізації логіки захисту та управління. Успішне впровадження IEC 62850 стало реальністю. Короткі терміни, рентабельні, повторювані та гнучкі системи захисту та управління тепер можуть бути спроектовані та реалізовані за найвищих рівнів напруги [20]. Стандарт зв'язку підстанції IEC 62850 вже майже два роки. У всьому світі вже введено в експлуатацію понад сто підстанцій, які працюють за цим новим стандартом. Декілька проектів у Північній Америці було реалізовано за допомогою IEC61850 з використанням продуктів одного виробника. Метою проекту цифрової підстанції було максимально повне використання нового стандарту IEC 62850 (наскільки це практично можливо). У цьому проекті було продемонстровано сумісність, одна з основних переваг IEC 62850, іншою перевагою є усунення або значне 14 зменшення проводки між реле, диспетчерським пунктом та вимикачами. Проводи замінені комунікаційною інфраструктурою, що відповідає вимогам додатків захисту та управління шляхом обміну повідомленнями GOOSE IEC 62850 через Ethernet. Схема захисту та контролю використовується для всіх вимикачів ліній електропередачі 500 кВ та 161 кВ та трьох однофазних силових трансформаторів 500/161/13 кВ на підстанції. Захист трансформатора реалізовано за допомогою двох повних комплексних та незалежних систем захисту трансформаторів. Набір захисту «А» забезпечує диференціальний захист трансформатора, захист від перевантаження струмом, захист від пікової напруги трансформатора, захист від перегріву, захист від раптового тиску LTC та захист від замикання на землю (RGF) для обох силових трансформаторів. Кожний стан трансформатора і аварійні сигнали, наприклад, про стан вентилятора, рівні рідини тощо, реєструються пристроями, які встановлені у шафах трансформаторів 500/161/13 кВ. Аналогові та цифрові дані від ІЕП доступні у форматі IEC 62850 для системи автоматизації підстанції. Лінія захисту за допомогою реле захисту лінії забезпечують дистанційний/контрольний захист, який спрацьовує на синхронізацію, відмову вимикача та повторне включення. Додаткові пристрої телезахисту використовуються для лінії 500 кВ Sequoyah (індивідуальні схеми POTT для обох реле захисту лінії) та лінії 500 кВ Conasauga (індивідуальні схеми розблокування для обох реле захисту лінії). Обидві системи захисту ліній на кожній лінії 161 кВ використовують один пристрій зв'язку для своїх схем POTT. Кожне лінійне реле працює у вимикачі з 0,5 топологією. Підстанція містить резервні пристрої керування вимикачем. Ідея пристроїв ІЕП з двома вимикачами полягає у тому, щоб відповідати тим самим вимогам до резервування, що й для захисту лінії. Пристрій ІЕП управління вимикачем у межах підстанції відправляє інформацію та отримує інформацію від лінійних реле з використанням обміну повідомленнями GOOSE IEC 62850. Єдиним жорстким входом стану для кожного лінійного 15 реле є стан положення вимикача і він використовується тільки в тому випадку, якщо цифровий стан IEC 62850 від пристроїв 52BCA або 52BCB недоступні. Багаторазові практики проект заклав основу для нових методів роботи з підстанціями, орієнтованих на IEC 62850 та нових процедур. Бізнес обґрунтування може бути зроблено для оптового ремонту за допомогою цих нових методів. 1.2.2 Цифрова підстанція: Іспанія Alcala de Henares У реалізації проєкту використовувалися пристрої різних виробників. Особливістю даного проєкту було експериментальне використання шини процесу у частині передачі дискретної інформації. Системи РЗА та АСУ ТП на підстанції можна умовно поділити на 4 рівні [23]: 1. Верхній рівень; 2. Станційний рівень; 3. Рівень приєднання, що включає пристрої МП РЗА та контролери приєднання; 4. Польовий рівень, що включає пристрої, які встановлені на розподільчому пристрої. На розподільчому пристрої в безпосередній близькості до комутаційних апаратів були встановлені виносні модулі MicroRTU, які за допомогою оптичних кабелів були підключені до комутаторів, встановлених пристрої управління. Вся інформація про стан комутаційних апаратів, а також команди управління комутаційними апаратами передавалися цифровими каналами зв'язку (за допомогою GOOSE повідомлень). MicroRTU було реалізовано на найпростіша логікі з метою підвищення надійності цих пристроїв. Функції оперативного блокування було реалізовано у пристроях рівня приєднання. 16 На підстанції було реалізовано такі види інформаційних потоків [4]: − вертикальний GOOSE для обміну інформацією між MicroRTU та пристроями рівня приєднання; − діагональний GOOSE для обміну інформацією між MicroRTU одного приєднання та пристроями захисту та керування іншого приєднання (наприклад, для швидкого інформування цих пристроїв про відмову вимикача); − горизонтальний GOOSE для обміну інформацією між пристроями рівня приєднання (з метою організації оперативних блокувань, пуску осцилографа тощо); − передача динамічної інформації за протоколом MMS від пристроїв рівня приєднання на станційний рівень; − команди управління зі станційного рівня на рівень приєднання за протоколом MMS. Команди управління проходили через контролери приєднання, які транслювали ці команди в GOOSE повідомлення MicroRTU, що дозволяло на рівні контролерів приєднання здійснити функції оперативного блокування. На підстанції Alcala de Henares не було впроваджено цифрових трансформаторів струму та напруги але проєкт є цікавим з погляду використання шини процесу передачі дискретної інформації. 1.2.3 Цифрова підстанція у Китаї У 2009 році в Китаї було запропоновано стратегію створення «сильної та розумної мережі» для використання низки енергетичних ресурсів для сприяння сталому та швидкому економічному розвитку країни [20]. Сильна та інтелектуальна мережа, що характеризується автоматизацією та взаємодією була запропонована як частина надійної електромережі надвисокої напруги (UHV), що функціонує як магістральна мережа, а мережі 17 нижчого рівня – функціонують як опорні мережі, щоб запропонувати комплексну інформаційно-комунікаційну платформу. Ця платформа міститить шість компонентів енергосистеми: генерація, передача, перетворення, розподіл, споживання та диспетчеризація. В результаті ідея полягала в тому, щоб потоки енергії, інформації та послуг були тісно інтегровані для забезпечення надійної, ефективної, екологічно чистої, відкритої та інтерактивної мережі [20]. Унікальністю цифрової підстанції є більші межі цифрового вимірювання та метод моделювання, які засновані на стандарті IEC 62850, а не інтелектуальних функціях. Однак інтелектуальна підстанція повинна відповідати вищим вимогам, ніж цифрова підстанція. Виходячи з цього, у 2009 році Державна мережева корпорація Китаю (SGCC) розпочала будівництво пілотних проєктів інтелектуальних підстанцій за участю 24 місцевих мережевих компаній, що охоплюють рівні напруги 66 – 750 кВ. Ці інтелектуальні підстанції мали підстанцію з повітряною ізоляцією (AIS), підстанцію з газовою ізоляцією (GIS) та гібридну підстанцію із газовою ізоляцією (HGIS), а також зовнішні, внутрішні та підземні підстанції. До кінця 2012 року 47 пілотних проєктів цифрової підстанції були завершено та введено в експлуатацію. У процесі було отримано значний досвід створення та експлуатації цих пілотних проєктів, у результаті було створено стандартну систему. До 2011 року Китай вступив у стадію комплексного будівництва інтелектуальних підстанцій, а до кінця 2013 року в Китаї налічувалося понад 2000 інтелектуальних підстанцій [20]. Оцифрування всієї інформації, мережеві комунікаційні платформи, стандартизований обмін інформацією та передові інтерактивні програми – все це було спочатку досягнуто на інтелектуальних підстанціях Китаю. Метою цих покращень було забезпечення експлуатаційних рівнів обслуговування та безпечної надійності підстанції. У ході пілотних проєктів та загального будівництва було вирішено багато теоретичних та прикладних інженерних задач, а також досягнуто ряду досягнень у галузі інноваційних 18 технологій із розробки обладнання, а також розробки та будівництва стандартів. 1. Оцифрування інформації підстанції використовують такі технології: електронний трансформатор струму (ECT), оптоволоконний трансформатор ECT, конденсаторний електронний трансформатор напруги (EVT), резистивний та оптоволоконний опір. Крім того, на деяких інтелектуальних підстанціях використовується комбінація традиційних трансформаторів напруги та струму, а також об'єднуючого пристрою для локального оцифрування аналогового сигналу напруги та струму. Вимикач представляє собою незалежний інтелектуальний термінал, який використовується для локального перемикання. Цифровий вигляд даних про напругу та струм передаються за допомогою оптичних кабелів [20]. 2. Онлайн моніторинг та конфігурація інтелектуальних компонентів на основному обладнанні ефективно сприяє роботі інтелектуальних систем. Система онлайн-моніторингу, яка базується на датчиках, компонентах інтелектуальних електронних пристроїв та системі фонового аналізу, може легко відстежувати стан основного обладнання у режимі реального часу та надавати необхідний обсяг інформації для діагностики обладнання. Для оперативного моніторингу вимикача, трансформатора, грозового розрядника а саме визначення густини та вмісту вологи в гексафториді сірки, розчиненого газу в маслі використовуються інтелектуальні компоненти, які складаються із інтелектуального терміналу, блоку детектування та блоку злиття. Інтелектуальні компоненти головного трансформатора в основному включають захист від неелектричних параметрів, інтелектуальний термінал, інтелектуальну систему керування охолоджувачем та пристрій контролю стану. Інтелектуальні компоненти локально встановлюються у шафі управління або розподільчій коробці, які потім стають уніфікованими інтерфейсами первинного та вторинного обладнання. 3.Стандарт IEC61850 використовується, як стандарт зв'язку для рівня процесів, рівня приєднання та рівня станції всіх інтелектуальних підстанцій, 19 а також для основного обладнання та допоміжних систем зв'язку управління на підстанціях. На основі стандарту IEC61850 інформаційну модель було розширено та покращено, уніфіковано збір інформації про станцію, створено платформу панорамних даних станції, а функція програми забезпечена даними та інформацією в єдиному стандарті. Архітектурну форму «три рівня обладнання, два рівні мережі» також було прийнято. Пристрій захисту використовує принцип «прямої вибірки та прямого відключення», а функція GOOSE в основному використовується для передачі сигналу положення, сигналу блокування, перемикання значень налаштування тощо. 4. Інтеграція вторинного обладнання та функцій системи. Інтелектуальна підстанція ефективно підтримує концепцію «інтеграції управління» та перетворює підстанцію на точну вибірку інформації та контрольну точку в енергосистемі. Для обладнання та захисту рівня в системі 110 кВ використовується інтегрований пристрій вимірювання та контролю. Однак для систем на 35 кВ і нижче застосовується вбудований пристрій захисту, вимірювання, керування та обліку. У комунальному устаткуванні станція приймає інтегроване джерело живлення змінного/постійного струму. Станція управління моніторингом використовує джерело змінного струму, джерело постійного струму, джерело безперебійного живлення змінного струму при використанні акумулятора. Станція використовує інтегровану інтелектуальну допоміжну систему управління, що реалізує інтелектуальне управління моніторингом зображення, охорони, пожежної сигналізації, управління вогнем, освітлення, опалення та вентиляції, моніторингу навколишнього середовища та інших систем. 5. Енергозбереження та захист навколишнього середовища. У порівнянні з традиційною підстанцією інтелектуальна підстанція більш ефективна з точки зору економії енергії, матеріалів та захисту навколишнього середовища. В інтелектуальній підстанції вторинне обладнання централізоване та виконане у вигляді компактної конструкції. Воно розміщене раціональніше, тому займає менше місця. Вторинне 20 обладнання інтегроване в шафу управління разом із пристроями для захисту та вимірювання та інтегрованою системою електроживлення. Кабелі замінюються легкими та недорогими оптичними кабелями, що економить кольорові метали та сприяє енергозбереженню та захисту навколишнього середовища. За 10 років розвитку було досягнуто три етапи інтелектуалізації підстанцій у Китаї. 1.2.3 Цифрова підстанція TransGrid На сьогодні стандарт IEC 61850 визначений «майже однозначно» як кращий стандарт для зв'язку на підстанціях. Ступінь використання цього стандарту в більшості установок по всьому світу знаходиться на рівні станційної шини. Передбачається, що можна отримати значні переваги, якщо значення процесу оцифровуються якомога ближче до джерела та використовуються у комплексній системі автоматизації [19]. Компанія TransGrid провела велику оцінку проєкту вторинної системи підстанції на основі впровадження стандарту IEC 61850 на рівні станції та шини процесу, що призвело до економічного обґрунтування повного оцифрування. Першою підстанцією, що реалізувала цю технологію є комутаційна станція Avon 330 кВ. В Avon об'єднуючі пристрої встановлені на зовнішніх приєднаннях; оцифровані сигнали потім передаються до системи підстанції. Системи захисту та управління окремими блоками для кожної функції замінені на високоінтегровані цифрові пристрої. Це допомогло зменшити кількість шаф, з'єднань, шляхом заміни компактними панелями. Ця технологічна еволюція скоротила капітальні витрати на матеріали для зеленого поля, а також на проєкти щодо розширення/заміни захисту та контролю. Стандарт IEC61850 пропонує численні переваги протягом усього циклу систем автоматизації – від проєктування до кінцевого терміну експлуатації. 21 На відміну від протоколу обміну даними, IEC 61850 охоплює цілий спектр процесів, таких як проєктування, інструменти, перевірка тощо. Цифрова підстанція, у якій первинні джерела даних (струм, напруга стан тощо) оцифровуються безпосередньо на джерелі, має величезний потенціал зниження капітальних та експлуатаційних витрат. Цифрова підстанція Avon є результатом роботи TransGrid щодо пошуку рішення, яке може забезпечити недорогі проєкти відновлення активів вторинної системи з терміном служби 20 років, а також забезпечити економічно ефективні з'єднання для проєктів відновлюваних з'єднань [19]. Проєкт цифрової підстанції в Австралії реалізовано на Комутаційній станції Avon 330 кВ, яка розташована за 100 км на південь від Сіднея та об'єднує три лінії електропередач 330 кВ. Проєкт вторинних систем підстанції Avon передбачає заміну всього кабельного та допоміжного обладнання, включаючи системи захисту, управління, обліку та моніторингу [25]. 1.3 Будова цифрової підстанції 1.3.1 Архітектура цифрової підстанції Структурна схема цифрової підстанції представлена на рисунку 1.1. Існує 3 ієрархічних рівнів підстанції [19, 20]. Рівень процесу (польовий). Рівень процесу знаходиться в нижній частині ієрархії. Він включає всі первинні пристрої, такі як розподільні пристрої високої напруги або середньої напруги та трансформатори (датчики для збору аналогової інформації (цифрові трансформатори струму і напруги). Він також містить пристрої інтерфейсу процесу, такі як модулі об'єднання та блокуючі пристрої (інтелектуальні електронні пристрої, первинні датчики 22 для збору дискретної інформації і передачі команд управління на комутаційні апарати (micro RTU). Рівень приєднання. Цей рівень включає всі контрольні та захисні пристрої. Електронне обладнання для контролю, захисту, зв'язку та інших функцій, таких як моніторинг та діагностика, ще називають як вторинне обладнання. Станційний рівень. Рівень станції включає в себе головним чином обладнання для управління та захисту станції, реєстратори перешкод та способи передачі даних, наприклад, центр управління мережею. Рис 1.1. Структура цифрової підстанції 23 1.3.2 Основні елементи цифрової підстанції Обираючи необхідні елементи для побудови підстанції (автоматичні вимикачі, реле захисту, трансформатори струму і напруги тощо) та з'єднуючи їх із використанням оптичного волокна, фізична реалізація підстанції стає простішою, водночас підвищується надійність. Порівняно із традиційною підстанцією, де все з'єднано за допомогою сотень окремих мідних кабелів, перевага є очевидною. Оцифрування впливає на всі відповідні компоненти та аспекти підстанції. Для того, щоб розгорнути свої переваги в повному обсязі для власника та оператора, функції цифрової підстанції мають бути заплановані та спроектовані на етапі специфікації. Це забезпечує досягнення в середньостроковій перспективі значного підвищення продуктивності завдяки більш ефективному використанню активів та синергетичній взаємодії між різними департаментами, зазвичай такими, як управління станціями, автоматизація та захист [1, 4, 20]. Цифрові підстанції складаються з кількох ключових компонентів та елементів: - Інтелектуальні електронні пристрої (рис. 1.2); первинні пристрої підстанції (реле захисту, пристрої РПН, трансформатори струму тощо). Ці пристрої можуть зв'язуватися один з одним (і керування підстанцією вищого рівня) через оптичну мережу за протоколом ІЕС 61850 [14]. Рис. 1.2. Інтелектуальний електронний пристрій реле REF615 24 - Спільна об'єктно-орієнтована подія на підстанції (GOOSE) (рис. 1.3); Оптична мережа 61850 працює за допомогою протоколу Ethernet. У цих рамках традиційні цифрові сигнали передаються за допомогою загальної об'єктно-орієнтованої події підстанції (GOOSE). GOOSE – це конкретне форматування даних, які дозволяють передавати сигнали статусу захисту протягом періоду менше 4 мс. Це важливо для забезпечення надійної та своєчасної роботи взаємопов'язаного ІЕП [12]. Рис. 1.3. Порядок використання даних GOOSE - Станційна та технологічна шина. Ці дві комунікаційні шини дозволяють обмінювати сигнали між рівнями ІЕП та станцією (станційною шиною) та рівнем ІЕП та системним обладнанням, пристроями та перетворювачами (технологічна шина) [12]. - GPS-годинник (рис. 1.5). Важливою вимогою цифрової підстанції є точне збереження часу. Це не тільки забезпечує захист функцій захисту в потрібні моменти часу, а і синхронізує підстанції у різних місцях, щоб можна було порівнювати події та журнали операцій і аналізувати події відключення. Переважним підходом до цього є використання тактового сигналу GPS для передачі сигналів синхронізації часу в ІЕП з використанням Simple Network Time Protocol (SNTP) [12]. 25 Рис. 1.4. GPS-годинник - Перетворювачі аналогових сигналів. Спліт-модулі збирають сигнали для різного обладнання та перетворювачів. Ці сигнали потім передаються через шину процесу до інших пристроїв. Одиниця злиття є інтерфейс між традиційними аналоговими сигналами та контролерами відсіків і захисними реле [12]. Рис. 1.5. Перетворювач аналогових сигналів - Електронні волоконно-оптичні трансформатори струму та напруги (рис. 1.6). Зі зростаючою тенденцією у цифровій підстанції є необхідність використання оптичних перетворювачів струму та напруги (нетрадиційні вимірювальні трансформаторами – NCIT). Ці пристрої вимірюють змінні оптичні характеристики волокон у присутності електричного та магнітного полів. Перетворювачі здатні вимірювати струм та напругу. Оскільки сигнали генеруються та передаються з використанням оптичного волокна, сигнали перетворювача не схильні до проблем падіння напруги та 26 електромагнітних перешкод, які можуть вплинути на звичайне обладнання. Оптичні перетворювачі мають менший розмір, мають поліпшені лінійні характеристики і більш точно відтворюють первинний сигнал [5, 15]. Рис. 1.6. Волоконно-оптичний трансформатор - Цифрова вимірювальна система нового покоління цифрової підстанції. Нове покоління цифрової підстанції – це розробка нових та вдосконалення існуючих цифрових підстанцій за останні 5 років [19]. В рамках функції роботи підстанції система обліку електроенергії повинна адаптуватися до вимог цифрової підстанції нового покоління, яка є інтелектуальнішою, насичена цифровими технологіями, об'єднана в мережу та інтегрована. Завдяки можливості оцифрованого, простого обміну інформацією та спільного використання обладнання цифрова вимірювальна система є основним елементом для цифрової підстанції нового покоління. Як одна з важливих складових розробки інтелектуальних мереж цифрова підстанція, в якій використовуються передові, надійні, інтегровані та екологічно чисті пристрої. Завдяки якостям оцифрування всієї інформації про станцію, створення мережі комунікаційної платформи, стандартизації 27 обміну інформацією, інтеграції системних функцій, компактному дизайну структури, інтелектуальному високовольтному обладнанню та візуалізації стану роботи, цифрова підстанція може підтримувати енергосистему для реалізації реального часу, аналізу та контролю підвищення надійності роботи та економії. Оцифровані, мережні, стандартизовані та інтегровані функції цифрової підстанції не тільки впливають на проектування та налаштування вторинних систем, таких як системи захисту, вимірювання та управління, але також впливають на вимірювальні системи підстанції. З 2009 року в Китаї було побудовано цифрову підстанцію з системою обліку на основі традиційного вимірювального трансформатора. Цифровий рівень вузла обліку не високий, а інтеграція з іншими вторинними системами не настільки глибока, що обмежує обмін інформацією між різними службами цифрової підстанції. Якщо порівнювати із більш ранніми інтелектуальними підстанціями – підстанція нового покоління висуває більш високі вимоги до інтелектуального, оцифрованого та інтегрованого рівня. Цифрова вимірювальна система повинна відповідати загальним вимогам цифрової підстанції нового покоління з більш комплексною інтелектуальною, оцифровкою та інтеграцією [19, 20]. Завдяки функції оцифрування цифрова вимірювальна система повинна здійснювати вимірювання та збирання інформацію про параметри електричної енергії в будь-якій точці вимірювання, тому вона складається з цифрового пристрою обліку електроенергії та терміналу збору енергії. Переваги цифрової вимірювальної системи [14]: − Цифровий сигнал передається цифровою вимірювальною системою, тому немає помилки, викликаної вторинним падінням напруги через приєднання вторинного кабелю, похибка лічильника електроенергії знижується. − Оцифрування та мережеві функції, уніфікований протокол IEC 61850, одне й те саме джерело даних та шлях збору даних з іншими 28 вторинними системами, такими як система захисту, вимірювання та управління. Все це дозволяє цифровій системі вимірювання легко реалізувати обмін даними та інтелектуальну розвідку програмного забезпечення, а також сумісне використання апаратних ресурсів. − Для повної цифрової вимірювальної системи використовується електронний трансформатор, який має невеликі габаритні розміри, відсутність магнітної системи тощо. Цифровий вимірювач електричної енергії (рис. 1.7). Цифровий пристрій вимірювання електричної енергії складається з трансформатора, блоку злиття та цифрового вхідного лічильника електроенергії [12, 14]. Рис. 1.8. Цифровий вимірювач електричної енергії Блок вимірювання сигналу цифрового вимірювального пристрою є електронним трансформатором. Між трансформатором, блоком злиття та цифровим вхідним електричним лічильником напруга і струм передаються у вигляді мережевих пакетів, які містять дискретні вибіркові значення через різні протоколи. Електронний трансформатор отримує первинну напругу і струм та передає обране значення для блоку злиття у вигляді пакета протоколу IEC 62850 60044. Після збору та обробки пакета шляхом об'єднання блоку, він буде зібраний в новий мережевий пакет протоколу IEC 29 62850-9-2, а потім передаються на цифровий вхідний лічильник електроенергії рівня відсіку за допомогою точкового або високошвидкісного режиму Ethernet після завершення обробки та розрахунку даних, накопичення електроенергії у точці вимірювання завершується [14]. Одиницею вимірювання сигналу вимірювального пристрою є аналогові сигнали напруги та струму, які передаються між трансформаторами та блоком злиття. Традиційний трансформатор перетворює великий струм і напругу в малі сигнали номінальної напруги 57,5, а номінальний струм 1А або 5А, модуль злиття аналогових входів обирає дані рівномірно. 1.4 Структура стандарту IEC 61850 Міжнародна електротехнічна комісія (IEC) є міжнародною організацією зі стандартизації, яка готує та публікує Міжнародні стандарти для всіх електричних, електронних та пов'язаних з ними технологій, які в загальному випадку називаються «електротехніка» [17]. Стандарти IEC охоплюють широкий спектр технологій виробництва, передачі та розподілу електроенергії для побутової техніки та офісного обладнання, напівпровідникових приладів, волоконної оптики, батарей, нетрадиційних джерел енергії, нанотехнологій тощо. IEC також керує трьома глобальними системами оцінки відповідності, які засвідчують відповідність обладнання, системи або компонентів своїм міжнародним стандартам. У статуті IEC враховані всі електротехнології, включаючи виробництво та розподіл енергії, електроніку, магнітотехніку та електромагнетизм, електроакустику, мультимедіа, телекомунікаційні та медичні технології, а також пов'язані з ними загальні галузі, такі як термінологія та визначення, електромагнітна сумісність, вимірювання та продуктивність, надійність, дизайн та розробка, безпека та навколишнє середовище. Без цих стандартів ми повернулися б до 1990 років, коли запатентовані рішення призвели до того, що система одного 30 виробника не могла працювати з інщими. Тоді продукти були встановлені з модулями мережевого інтерфейсу (NIM), щоб зробити мінімальну інформацію доступною для центрів управління мережею. Сьогодні індустрія може оцінити бачення Джона Бургера від American Electric Power, який розпочав рух на ринку США, щоб перенести галузь на загальний стандарт. Історія ініціативи EPRI LAN для UCA щодо IEC 61850 – зовсім інша стаття, але те, що перейшло за останні 20 років, змінило архітектуру для сучасних та майбутніх систем управління [17]. Широкомасштабне впровадження цифрового обміну повідомленнями для зв'язку всередині підстанції можливе лише в тому випадку, якщо воно ґрунтується на загальному стандарті. В іншому випадку ми повернемося до 1990-х років, коли інформація була фрагментарною та фрагментованою із взаємно несумісною сигналізацією, що створює асортимент повідомлень на островах автоматизації. IEC 61850, «Автоматизація підстанцій» – це не просто протокол, а скоріше всеосяжний стандарт, що визначає комунікаційну архітектуру, що визначає описання функціональності пристроїв підстанції, їх взаємодія один з одним. Все це має важливе значення для забезпечення сумісності з пристроями та реалізації цифрової підстанції. IEC 61850 визначає дві основні ієрархії зв'язку всередині підстанції для обміну інформацією між пристроями та від пристрою до інтерфейсу зондування в основному обладнанні [17]. Для зв'язку між пристроями розроблена частина стандарту IEC 61850- 8-1, яка також відома як шина на рівні станції, що може бути узагальненою для виконання необхідних вимог для міжмережевих з'єднань та зв'язку. З першого публікації стандарту IEC 61850 у 2004 році, більшістю виробників станційна шина була реалізована під стандарт. Шина на рівні станції у загальній архітектурі має значне скорочення мідних проводів, завдяки впровадженню однорангового зв'язку пристрою. Також відомий як обмін повідомленнями про універсальну об'єктно-орієнтовану підстанцію 31 (GOOSE), він заснований на спрощеній технології Ethernet, яка використовується на підстанції [14]. Міжнародний стандарт IEC 61850, що регулює зв'язок, SCADA та системи автоматизації на підстанціях є основою для побудови цифрової підстанції. Стандарт складається з десяти частин, а їх зміст наступний [12]: −Частини з 1 по 3 – це огляд та посібник з загальних положень та правил стандарту; − Частина 4 – управління проектами продуктів та тендерів для встановлення IEC 61850; − Частина 5 і 6 – деталізують вимоги до комунікації та мову, що використовується; − Частина 7 – містить детальну інформацію про моделі даних і транзакції, що використовуються стандартом; −Частини 8 та 9 – визначення необхідні для відображення станції та шини процесу; −Частина 10 – містить інструкції з проведення випробувань на відповідність вимогам стандарту IEC 62850. Цифрова підстанція в Україні характеризується державним стандартом ДСТУ ІЕС 61850-9-1:2014 «Комунікаційні мережі та системи на підстанціях». Сучасні датчики та інші інтелектуальні електронні пристрої (ІЕП) повинні бути підключені до зв'язку всередині підстанції та електричної мережі системи. Раніше було багато різних протоколів, які потребували великих зусиль, щоб змусити їх взаємодіяти. Недостатня стандартизація, погіршення надійності та недостатня віддача від інвестицій уповільнили появу повністю цифрової підстанції. Але сьогодні стандарт IEC 62850 дозволяє полегшити взаємодію між різним обладнанням та постачальниками. Впроваджений у 2004 році стандарт IEC 62850 все частіше приймається у всьому світі, оскільки його основним завданням є забезпечення взаємодії між обладнанням, що постачається різними постачальниками. IEC 61850 32 продовжує розвиватися та охоплювати потреби, що ідентифікуються групою користувачів галузі (UCA UG), гарантуючи, що він задовольняє всі потреби підстанції. IEC 61850 знаходить застосування в нових підстанціях, насамперед IEC 62850-8-1 та IEC 62850-9-2. IEC 628508-1 є стандартом станційної шини. Він визначає засоби для генерації та подання звітів, на які можуть бути підписані інші пристрої та HMI (інтерфейси людино-машинного інтерфейсу), а також спосіб зв'язку між одноранговими вузлами. Останнє досягається обміном повідомленнями GOOSE між пристроями локальної мережі. IEC 62850-9-2 є частиною стандарту, який впроваджує технологію нетрадиційного інструментального трансформатора, порушуючи обмеження звичайних трансформаторів струму та напруги. Це особливо важливо для шини процесу, оскільки вона описує, як аналогові сигнали, такі як фазні струми та напруги [1, 4, 19]. Автоматичне визначення нового обладнання після його інтеграції та коригування для роботи реалізується за допомогою технології «Plug and Play» та є необхідними для операцій мікромережі. Існують розроблені додатки для адаптивної роботи мікромереж на основі IEC 62850 зі зручним інтерфейсом, що розроблений для конкретних методів реалізації мікромережевої функції «Plug and Play» та перетворення режиму роботи системи, використовуючи стандартну інформаційну модель IEC 62850 мікромережі. Для перевірки та обґрунтованості рішення виконуються фактичні експлуатаційні випробування на основі розробленої тестової платформи IED та мікромереж. Результати аналізу тестування вказують, що рішення може автоматично ідентифікувати інформаційну модель обладнання IEC 62850 після її інтеграції, таким чином можна налаштувати стратегію роботи для адаптації до нових станів системи та досягти надійного режиму роботи системи. Розподілені енергетичні ресурси (РЕР) – це суто відновлювана енергія та комбінована теплоенергетика, стають актуальними у поточному дослідженні енергії. Як свого роду організаційна форма РЕР з 33 широкими перспективами розвитку, мікромережі можуть ефективно управляти вітроенергетикою, фотоелектричною системою, пристроями зберігання енергії та навантаженням, забезпечуючи при цьому два типи режимів роботи, включаючи автономний режим та режим підключення до мережі. Завдяки своїй технології оптимізації енергоспоживання та оптимізації роботи, мікромережі можуть використовуватись для підвищення надійності джерел живлення, ефективного використання енергії та покращення можливостей інтеграції відновлюваних джерел енергії [19]. В даний час у мікромережах є багато типів обладнання, включаючи РЕР, пристрої моніторингу та пристрої захисту із різними інформаційними інтерфейсами та протоколами зв'язку. Під впливом деяких невизначених факторів, таких як складний графік роботи та періодичні коливання потужності відновлюваної енергії, це обладнання може бути введене в дію або часто відключається. Якщо велика кількість обладнання вводиться в експлуатацію з використанням кількох протоколів, системи диспетчерського управління та збору даних (SCADA)/системи управління [19]. Енергоспоживанням (EMS) не можуть автоматично ідентифікувати характеристики пристрою або коригувати стратегії роботи для адаптації до нових станів системи. Тому для мікромережі потрібна функція «Plug and Play», щоб скоротити час конфігурування системи під час інтеграції обладнання, для того щоб підвищити ефективність системної інтеграції. З іншого боку, мікромережі можуть перетворювати свої режими роботи, наприклад, перетворення з автономного режиму в мережевий режим, і навпаки відповідно до експлуатаційних вимог. Слід звернути увагу на необхідність швидкого та надійного контролю різноманітного обладнання для забезпечення стабільної роботи мікромережі, тому важливим завданням є створення стандартизованої інформаційної системи з функціями «Plug and Play» та швидкого обміну інформацією із подальшим ефективним управлінням обладнання мікромереж. IEC 62850 використовує технологію об'єктно-орієнтованого моделювання і гнучку комунікаційну архітектуру та 34 використовує стандартизовану системну мову, семантику, сервіси, протокол та архітектуру для задоволення вимог сумісності та розширюваності для різних програм. IEC 62850 є ефективним рішенням для інформаційного моделювання та мікро-мережі «Plug and Play» зі зменшеною складністю та вартістю системної інтеграції. Крім того, завдяки механізму передачі даних та публікації/підписки у реальному часі, IEC 62850 також може підтримувати швидкий контроль для реалізації режимів роботи мікромереж. В даний час дослідження застосування IEC 62850 в мікромережах надають відповідну інформаційну модель та методи реалізації функцій «Plug and Play» для комп’ютерного моделювання та відображення інформації типового обладнання із врахуванням енергетичних ресурсів, електричних транспортних засобів, проектування інтелектуальних електронних пристроїв в якості універсальних шлюзів у відсіку рівня IEC 62850. У довідниках представлено хмарне рішення «Plug and Play» для РЕР наступного покоління, побудоване на стандарті IEC 62850 та системними операторами, а централізована конфігурація у поєднанні з поведінкою «Plug and Play» може керувати та контролювати ресурси з невеликою взаємодією з користувачем. Нове порівняння протоколу зв'язку для IEC 62850 на основі профілів пристроїв для веб-сервісів для забезпечення автоматизації у мережах розподілу енергії дозволяє досягти можливості «Plug and Play», для того щоб інформація могла використовуватися в одній мережі незалежно від будь-якої реалізації або виробника. Нову платформа проміжного програмного забезпечення для мікромереж, що інтегрує сервіс-орієнтовану архітектуру на рівні пристрою на базі IEC 62850, використовується для того щоб значно полегшити стандартизацію РЕР та управління мікромережею, яка сумісна зі стандартами та проміжним програмним забезпеченням, що демонструє розширення стандарту IEC 62850 та забезпечує концепцію для систем РЕР «Plug and Play». Однак існуючі моделі IEC 62850 мають відносно початкові структури, і не можуть забезпечити ідеальні функції «Plug and Play» для мікромереж, які стають все більш складними. Важко автоматично 35 ідентифікувати важливу інформацію про обладнання та досягти регулювання управління, а також низку стратегій роботи системи, включаючи оптимальну роботу, а плавний перехід має бути скоригований вручну, а не автоматично налаштований після нової інтеграції РЕР. Враховуючи складну функцію та різноманітне нове обладнання мікромережі, відповідно необхідно покращити їх моделі IEC 62850 та функцію «Plug and Play», інакше буде складно реалізувати координацію системи. Тому для вирішення цієї проблеми, для роботи мікромереж на базі IEC 62850, встановлюється інформаційна модель типового мікромережевого обладнання, потім докладно описується функція «Plug and Play» та режим роботи. Крім того, реалізація та обґрунтованість запропонованого рішення перевіряються з використанням розробленої тестової платформи IED та мікромереж. 1.5 Висновки до першого розділу На основі аналізу існуючих рішень сучасних цифрових підстанцій встановлено, що їх використання вирішують багато проблем завдяки стандартизованим оптоволоконним комунікаційним шинам та датчикам, які інтегровані у первинний високовольтний апарат. Високоточні аналогові датчики напруги та струму замінюють важкі та громіздкі трансформатори струму та напруги, а вихідні сигнали цих датчиків оцифровуються за допомогою високоточної електроніки та передаються на пристрої управління та захисту підстанції через комунікаційні шини за стандартною технологією Ethernet. Перевагою цифрової підстанції, у порівнянні з традиційною, є автоматичний контроль стану первинного та вторинного обладнання. Інформація отримана від датчиків передається зі станційного та рівня приєднання за допомогою системи управління активами для служб моніторингу та діагностики. Це дає можливість розробляти стратегію 36 обслуговування обладнання підстанції, що орієнтована на надійність енергосистеми та дозволить операторам зосередити ресурси на тих активах, які є найбільш важливими для системи, і відповідним чином створити організацію та необхідні заходи. Таким чином, впровадження цифрових підстанцій сприятиме підвищенню надійності енергосистеми та зниженню експлуатаційних витрат. Розглянутий стандарт IEC 62850 та його застосування у цифрових підстанціях є одним із ключових стратегічних елементів гнучких інтелектуальних мереж, які необхідні для безпечної та стабільної інтеграції відновлюваних джерел енергії. Дослідження досвіду зарубіжних країн вказує на те, що використання систем на основі міжнародного стандарту IEC 62850 забезпечує надійність цифрових підстанцій. Встановлено, що у деяких випадках протокол IEC 62850, здатний забезпечити менше використання проводів або кабелів, що позитивно впливає на простоту конфігурації обладнання але основна проблема, як виявляється, полягає в тому, що не всі адміністратори здатні обробляти дані навіть за наявності відповідних програмних пакетів. 37 РОЗДІЛ 2 РОЗРОБКА ПРОЄКТУ ЦИФРОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ 35/10 КВ 2.1 Обґрунтування проєкту цифрової підстанції В якості об’єкта дослідження було взято районну трансформаторну підстанцію «Золотоноша» 35/10 кВ (рис. 2.1). ПС побудована у 1958 році та обслуговується оперативним персоналом відокремленого структурного підрозділу «Золотоніські енергетичні мережі» ПАТ «Черкасиобленерго». Споживачами електроенергії трансформаторної підстанції є: машинобудівний завод ім. Лепсе, «Дослідне сільськогосподарське підприємство», житловий мікрорайон (рис. 2.2). Поряд із ПС будується новий енергоємний завод із переробки кукурудзи на біоетанол, тому потужність встановленого трансформатора 1600 кВА буде недостатньою, а обладнання підстанції морально застаріле. Щоб виключити ці недоліки пропонується розробити проєкт цифрової підстанції із встановленням потужнішого трансформатора на напругу 35/10 кВ. Рис. 2.1. Підстанція «Золотоноша» 35/10 кВ 38 Рис. 2.2. Місце розташування підстанції 35/10 кВ Усі приєднані споживачі підстанції «Золотоноша» мають максимальну розрахункову потужність 1700 кВт та коефіцієнт потужність cosϕ=0,9, графік електричних навантажень представлено на рисунку 2.3. Для заводу із переробки кукурудзи на біоетанол встановлена потужність 900 кВт з коефіцієнтом потужності cosϕ=0,9, графік електричних навантажень представлено на рисунку 2.4. Рис. 2.3. Графік електричних навантажень підстанції «Золотоноша» 39 Рис. 2.4. Графік електричних навантажень заводу із переробки кукурудзи на біоетанол При складанні ступенів потужностей отримуємо графік сумарних електричних навантажень, який представлений на рисунку 2.5. Рис. 2.4. Сумарний річний графік електричних навантажень 40 2.2 Розрахунок електричних навантажень цифрової підстанції Визначаємо розрахункову потужність ПС [6] S РΣ (1700 + 900) роз.ПС = = = 2900 кВА. cosϕ 0,9 Для вибору числа та потужності трансформаторів слід визначити номінальну потужність S 2900 тр.ном = = 2071,4 кВА. 2 ⋅0,7 За результатами отриманого значення Sтр.ном обираємо два трансформатора . Дані вибраних трансформаторів представлені у таблиці 2.1. Таблиця 2.1 Технічні дані трансформаторів [15] Тип Sном, Uном, кВ ΔP0, ΔPк Uк, % I0,% трансформатора кВА ВН НН кВт кВт ТМН-1600 1600 35 11 2,9 16,5 6,5 1,3 ТМН- 2500 2500 35 11 4,1 25 6,5 1,0 Техніко-економічний розрахунок трансформаторів ЗΣ=Е ⋅кн.тр +Ввтр.тр +Вам.рем.обсл., де кн.тр – повні капітальні витрати з урахуванням вартості трансформаторів, грн.; Е=0,2...0,3 – мінальна норма дисконту, прирівняна до процентної ставки за кредит згідно курсу НБУ; 41 Вам.рем.обсл. – витрати на амортизацію, обслуговування та ремонт грн/рік; Ввтр.тр – вартість втрат у трансформаторі, грн/рік. Повні капітальні витрати з урахуванням вартості трансформаторів визначаються за виразом кн.тр = Цтр ⋅ І ⋅ (1+ δт + δб + δм ), де Цтр – ціна трансформаторів: Цтр.1600 = 610000 грн; Цтр.2500 = 750000 грн – ціна на 26.10.23. δт = 0,05 – коефіцієнт, що враховує транспортно-заготівельні витрати, пов'язані з придбанням устаткування; δм = 0,15 – коефіцієнт враховує витрати на монтаж і наладку устаткування. δб = 0,13 – коефіцієнт враховує витрати на будівельні роботи; І =1 – індекс цін устаткування (на 2023 рік). кн.тр.(1600) = 610000 ⋅1⋅ (1+ 0,05+ 0,15+ 0,13) = 811,3 тис. грн, кн.тр.(2500) = 750000 ⋅1⋅ (1+ 0,05+ 0,15+ 0,13) = 997,5 тис. грн. Вартість втрат у трансформаторі 2 S В = С ⋅ N роз втр.тр 0 тр ⋅ ∆Р0 ⋅Тр + ⋅ ∆Ркз ⋅ τ 1 ⋅ S п , н.тр Nтр де С0 – вартість 1 кВт/год електроенергії станом на 26.10.23 – 2,64 грн/кВт∙год 42 Тр – річне число годин роботи трансформатора Т=8760 год; ∆Р0 – втрати неробочого ходу кВт; ∆Р0(1600) = 2,9 кВт, ∆Р0(2500) = 4,1 кВт; Nтр – кількість трансформаторів 2 шт; ∆Ркз – втрати короткого замикання ∆Ркз1600 =16,5кВт, ∆Ркз2500 = 25кВт; τп == 2700 год – час максимальних втрат. 2 Ввтр.тр(1600) = 2,64 ⋅ 2 2900 1 ⋅2,9 ⋅8760 + 1600 ⋅16,5 ⋅2700 ⋅ = 216,1 тис. грн; 2 В 2900 2 втр.тр(2500) = 2,64 ⋅ 2 ⋅4,1⋅8760 + ⋅25 1 ⋅2700 ⋅ = 309,5 тис. грн. 2500 2 Витрати на амортизацію, обслуговування та ремонт Вам.рем.обсл. = (На + Нобсл. + Нрем )кн.тр , де На – 3,5 % – норма амортизаційних відрахувань; Нобсл. – 2,9% – норма обслуговування обладнання; Нрем – 1,0% – норма ремонту устаткування. Вам.рем.обсл.(1600) = (0,035+ 0,029 + 0,01)кн.тр(1600) = 0,075 ⋅811,3 = 60,03 тис. грн, Вам.рем.обсл.(2500) = (0,035+ 0,029 + 0,01)кн.тр(2500) = 0,075 ⋅997,5 = 74,8тис. грн. ЗΣ(1600) =0,2 ⋅811,3+216,1+60,03=438,4 тис. грн, ЗΣ(2500) =0,2 ⋅997,5+309,5+74,8=583,8 тис. грн. 43 За економічною доцільністю ТМН-2500/35 вигідніше, ніж ТМН- 1600/35 на 145400 грн, а вартість річних втрат у ТМН-2500/35 нижче на 186200 грн [15]. Таким чином, за техніко-економічними показниками та перспективами на розвиток підстанції обираємо трансформатор типу ТМН- 2500/35. Дані трансформатори будуть оснащуватися системою CoreTec з унікальними функціями для захисту, управління, моніторингу та діагностики трансформаторів CoreTec™ та інтегрується у систему по шині IEC 62850 (рис. 2.5) [14]. Рис. 2.5. Інтелектуальний трансформатор CoreTec здійснює постійний моніторинг критично важливих параметрів трансформатора та враховує їх зміну у часі [14]. Система імітує можливі умови функціонування та передбачає їх вплив на життєвий цикл трансформатора. Система є модульною та масштабованою з метою охоплення існуючих та майбутніх вимог. Це забезпечує вищу функціональність перед іншими схожими системами. Для CoreTec гарантується відсутність обслуговування протягом 15 років. Пристрій є 44 компактним, простим у встановленні на нові та модернізовані трансформатори. Необхідні лише кілька датчиків, кількість проводів мінімальна. Додаткові пристрої та програмне забезпечення не потрібні. Система відображає важливі функціональні параметри через простий веб-інтерфейс. CoreTec є інтелектуальним, безпечним та надійним рішенням для прогнозованого управління графіком обслуговування трансформатора. Він підходить для більшості трансформаторів і може бути використаний при їх модернізації. Головні особливості CoreTec [14]: − попереднє виявлення відхилень; − допомога при перевантаженні; − оцінка стану; − покращене планування обслуговування; − дані в режимі реального часу; − віддалений доступ; − тривале накопичення та зберігання даних; − інтелектуальне прогнозування стану; − сучасне управління системою охолодження [4]. 2.3 Розрахунок струмів короткого замикання Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання системи та параметри приєднаної мережі [9, 18]. Розрахунок струмів короткого замикання необхідний для вибору та перевірки апаратури на динамічну та термічну стійкість, узгодження характеристик релейного захисту лінії 10 кВ з характеристиками запобіжників ТП-10/0,4 кВ перевірки чутливості пристроїв релейного захисту. Розрахункова схема електричної мережі та схема заміщення мережі 45 представлені на рисунку 2.6. Оскільки струми короткого замикання розраховуємо у мережі різних напруг, то зручніше це у відносних одиницях. Розрахунок виконуємо для трьох точок мережі [9, 18]: К1 – на шинах 35 кВ РТП; К2 – на шинах 10 кВ РТП; К3 – на шинах 10 кВ найвіддаленішої ТП-10/0,4 кВ. Рис. 2.6. Електрична схема мережі та схема заміщення Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту. Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори схеми заміщення приводяться до базисних умов [9]. За базисні умови приймаємо: Sб =100 МВА, Uб1 = 35 кВ, Uб2 =10,5 кВ S Iб = б , 3 ⋅ Uб I 100 б1 = =1,7 , 3 ⋅35 I 100 б 2 = = 5,5 . 3 ⋅10,5 46 Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях [9]: – електричної системи S Х б *с = , Sк.з. Х 100 *с = =1,3 ; 78 – повітряної лінії 35 кВ R пл = r0 л ⋅ l S л ⋅ б U2 , б1 Rпл = 0,38 6,3 100 ⋅ ⋅ 2 = 0,2; 35 X x l Sб пл = 0 л ⋅ л ⋅ , U2 б1 Х 0,06 6,3 100 пл = ⋅ ⋅ 352 = 0,03. – трансформатора ПС Х U = кз S ⋅ б тр , 100 Sн.тр де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %; Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА; Х 10,5 100 тр = ⋅ = 4,2. 100 2,5 47 2.3.1 Розрахунок струмів трифазного КЗ в характерних точках В точці К1. Визначаємо сумарний реактивний та активний опір до розглядаємої точки КЗ і визначаємо повний опір [9]. Струм КЗ в розглядаємій точці визначаємо за виразом І І б1 кз(К1) = , Х 2 + R 2 сум(К1) сум(К1) І 1,7 кз(К1) = =1,26 ; 1,332 + 0,22 Хсум(К1) = Хс + Хпл , Х сум(К1) =1,3+ 0,03 =1,33 ; R сум(К1) = R пл , Rсум(К1) = 0,2 . Ударний струм КЗ в точці К1 визначаємо за виразом [9]: і уд(К1) = 2 ⋅ Ікз(К1) ⋅ к уд(К1) ; де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом R −3,14( сум(К1) ) к Хсум(К1) уд(К1) =1+ е , 3,14 0,2 − к =1+ 2,71 1,33 уд(К1) = 3,01. іуд(К1) = 2 ⋅1,26 ⋅3,01= 5,36 . 48 В точці К2 І І = б2 кз(К2) , Х 2 + R 2 сум(К2) сум(К2) І 5,5 кз(К 2) = =1,9 ; 2,932 + 0,22 Хсум(К2) = Хс + Хпл + Х тр , Х сум(К 2) =1,3+ 0,03+1,6 = 2,93 ; R сум(К2) = R пл , Rсум(К 2) = 0,2 . Ударний струм КЗ в точці К2 визначаємо за виразом: і уд(К2) = 2 ⋅ Ікз(К2) ⋅ к уд(К2) ; іуд(К 2) = 2 ⋅1,9 ⋅3,51= 9,4 R 3,14( сум(К2) − ) к Х уд(К2) =1+ е сум(К2) , −3,14 0,2 куд(К 2) =1+ 2,718 2,93 = 3,51. В точці К3 І І б2 кз(К3) = . Х 2 сум(К3) + R 2 сум(К3) І 5,5 кз(К 3) = =1,57 ; 3,0022 +1,742 Хсум(К3) = Хс + Хпл + Х тр + Х л1 , 49 Х сум(К 3) =1,3+ 0,03+1,6 + 0,072 = 3,002 ; R сум(К3) = R пл + R л1 , Rсум(К 3) = 0,2 +1,54 =1,74 . Ударний струм КЗ в точці К3 визначаємо за виразом: і уд(К3) = 2 ⋅ Ікз(К3) ⋅ к уд(К3) ; іуд(К 3) = 2 ⋅2,17 ⋅1,9 = 5,8 R 3,14( сум(К3) − ) к Хсум(К3) уд(К3) =1+ е , −3,14 1,74 к =1+ 2,718 3,002 уд(К 3) =1,9. Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.2 Таблиця 2.2 Струми короткого замикання в СЕП Точка КЗ Х*к, в.о. R*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА К1 1,33 0,2 1,26 5,36 К2 2,93 0,2 1,9 9,4 К3 3,002 1,74 1,57 5,8 2.3.2 Розрахунок струму однофазного КЗ в мережі 35 кВ Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо електричну схему трансформатора 35/10 кВ і складаємо схему заміщення (рисунок 2.7 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А [9]. На базі цих 50 схем приводимо схему нульової послідовності (рисунок 2.8). Розрахунок ведемо у відносних одиницях [9]. Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу х л0 = n ⋅ x пл , де n – коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової лінії без тросів. х л0 = 3,5 ⋅ 0,029 = 0,1 А Sк.з а). А Хс Хл Хтр1 Хтр2 в). Рис. 2.7. Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного КЗ А Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0 Uл 0 Рис. 2.8. Схема для розрахунку опору нульової послідовності Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з 51 нульовим виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої послідовності. Однофазний струм короткого замикання на шинах 35 кВ підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ S(1) = k ⋅S(3) к к , де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин ПС, 0 ≤ k ≤1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора ПС) k=1,5. S (1) к =1,5 ⋅78 =117 кВА. Струм однофазного КЗ, на шинах підстанції визначаємо виразом: S(1) I (1)kc = к , 3 ⋅ U1 де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=35 кВ. I (1) 117 kc = =1,9кА. 3 ⋅35 Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях) визначаємо з виразу 52 I (1) кc 1,9 ⋅1 = ; Iб xc1 + xc2 + xco з цього виразу находимо xС0 х 1,9 ⋅1⋅ Іб со = (1) − хс1 − хс2 , Ікс де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, х с1 = х с2 = х с . х 1,9 ⋅1⋅5,5 со = − 0,083− 0,083 =1,58 Ом 9,5 Згідно з рисунком 2.8 визначаємо результативний опір схеми нульової послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок хо = (хсо + х ло ) х тр1о + х тр2о х (1,89 + 0,08) ⋅ (1,66 +1,66) 0 = =1,2 . (1,89 + 0,08) + (1,66 +1,66) Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом І (1) 3 ⋅1⋅ Iб kA1 = кА; хрез1 + хрез2 + хо 53 х рез1 = х рез2 = х с1 + х л1 = 0,083 + 0,029 = 0,113 Ом. І (1) 1,9 ⋅1⋅5,5 kА1 = =12,3 кА . 0,113+ 0,113+1,1 2.4 Вибір високовольтної апаратури 2.4.1 Вибір високовольтних апаратів РУВН У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі [6]. Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою таблиці 2.3, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу 2 - відповідні каталожні дані. Визначимо струм тривалого режиму, з урахуванням 40% навантаженням І =1,4 ⋅2500 мах =57,8 А. 3 ⋅35 Для цифрової підстанції 35/10 кВ обираємо інноваційне рішення у вигляді комбінованого вимикача-роз'єднувача LTB DCB 72,5 [11]. Рис. 2.9. Комбінований вимикач-роз'єднувач LTB DCB 72,5 54 Дане рішення дозволить відмовитися від двох роз'єднувачів, що окремо стоять, і знизити площу підстанції більш ніж на 50%. Таблиця 2.3 Вибір вимикача-роз’єднувача Розрахункові дані Каталожні дані 1 2 Uн=35 кВ Uном=35 кВ Iр=57,8 А Iном=3150 А іу =5,8 кА Im.дин= 102 кА Іn.t =2,34 к А Iвідкл. =40 кА В = І2 ⋅ t = (3,66 ⋅103 )2 ⋅0,035 = ІТ = 40 кА; tТ = 3 с; к n к = 0,46 ⋅106 В2 ⋅ с І2 Т ⋅ tТ = 4800 ⋅106 В2 ⋅с де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата; Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання; Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості вимикача; tТ – нормований час термічної стійкості апарата. Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [11]. 2.4.2 Вибір оптоволоконного трансформатора на напругу 35 кВ На стороні 35 кВ для вимірювання струму обираємо для встановлення волоконно-оптичний датчик струму FOCS-FS (Fiber Optic Current Sensor-FS). Особливістю датчиків струму FOCS-FS від ТОВ «ЕЛІЗ» є цифровий інтерфейс, який робить ці датчики ідеальним рішенням для цифрових підстанцій і допомагає налаштувати обладнання відповідно до майбутніх потреб автоматизації підстанцій [15]. Цифровий інтерфейс FOCS-FS відповідає вимогам міжнародного стандарту «Мережі зв'язку та системи 55 підстанцій» IEC 61850 і дозволяє взаємодіяти з обладнанням інших виробників. 2.4.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі. Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження вакуумного типу VS1 BEL - 12 [14]. При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення Ір визначаємо за співвідношенням S І розр мах(ввід) = , 3 ⋅10,5 І 2900 мах(ввід) = =159,6 А. 3×10,5 Таблиця 2.4 Вибір ввідного вимикача 10 кВ Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача марки VS1 BEL - 12 Uн=10 кВ Uн=12 кВ Iмах(ввід)=159,6 А Iн=1600 А іуд =9,4 кА Iм.м.ск.= 52 кА Іnt =3,07 кА Iвідкл. =31,5 кА В = І2 2 к t=∞ ⋅ t ф = 4,3 ⋅ 0,12 = 2,2 Вк = Іm ⋅ t m = 52 ⋅ 0,12 = 6,24 56 Рис. 2.10. Вакуумний вимикач типу VS1 BEL–12 При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ значення Ір визначаємо за співвідношенням 0,5 ⋅S Імах(секційний) = розр , 3 ⋅10,5 І = 0,5 ⋅2900 мах(секційний) =79,8 А. 3 ⋅10,5 де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А; Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач вакуумний типу VS1 BEL – 12 [14]. 57 Таблиця 2.5 Вибір секційного вимикача 10 кВ Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача марки VS1 BEL – 12 Uн=10 кВ Uн=12 кВ Iмах(секційний)=79,8 А Iн=1600 А іуд =9,4 кА Iм.м.ск.= 52 кА Іnt =3,06 кА Iвідкл. =31,5 кА Вк = І2 ⋅ t 2 t=∞ ф = 4,3 ⋅ 0,12 = 2,2 Вк = Іm ⋅ t m = 52 ⋅ 0,12 = 6,24 2.4.4 Вибір трансформаторів струму Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8) [7], вибираємо за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні таблиця 2.6. Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТПЛУ-10 [5]. Таблиця 2.6 Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до трансформатора струму марки ТПЛУ-10; (600/5) Uн=10 кВ Uн=10 кВ Iмах(ввід)= 159,6 А Iн=500 А іуд =5,8 кА ід= 70 кА В 2 к = І t=∞ ⋅ t ф = 4,32 ⋅ 0,12 = 2,2 В = І2 к t ⋅ t т.с. = 70 ⋅1= 70 58 Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н вторинної обмотки при cos ϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА. Сумарний опір приладів, Ом: ΣS rприл = прил , I2 2Н де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та реактивної енергії та ін.),Sприл = 7 ВА. r 7 прил = = 0,28 . 52 Опір контактів rк = 0,1 Ом. Опір з'єднувальних проводів, Ом: S 2 r = 2 Н − I2 Н (rприл + rк ) пров , I2 2 Н r 15−52 ⋅ (0,28+ 0,1) пров = = 0,22. 52 Довжина проводів lпров = 25 м. Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м. Переріз з'єднувальних проводів, мм2: l F p ⋅ ρ пров. = , rпров. F 25 ⋅ 0,02 пров = = 2,27. 0,22 59 Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F = 2,5 мм2 . Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф . rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом, 0,2+0,28=0,48<0,6. Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5. 2.4.5 Вибір трансформаторів напруги Згідно ПУЕ розділ 1.6.9, в мережі 10 кВ необхідно встановлювати трансформатор напруги типу НТМИ–10–66 [5]. Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 2.7. Таблиця 2.7 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги Потужність, Потужність, що що Кількість cosφ споживається Прилад Тип споживається котушок tgφ P, Q, S, котушкою, Вт Вт вар ВА Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028 Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048 Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077 Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі точності 0,5 ⋅S2H =120 ВА більше ніж Sф = 0,077ВА, трансформатор напруги буде працювати з допустимою похибкою. 60 2.5 Автоматизація цифрової підстанції Переваги удосконаленого управління енергосистемою вимагають автоматизації локальних операцій, а також збору, оцінки та передачі даних про стан енергосистеми та підстанції у системі більш високого рівня. Рішення для автоматизації підстанції (SAS) передбачають функції дистанційного управління та моніторингу для цифрової підстанції для забезпечення максимальної безпеки, ефективності та надійності [12]. Інтелектуальні електронні пристрої (ІЕП) захисту та управління є невід'ємною частиною автоматизованої системи цифрової підстанції. Разом вони складають основу для всіх дистанційних функцій, що реалізуються на верхніх рівнях керування, таких як: комплексне керування та моніторинг енергосистеми та стану обладнання під час екплуатації. Модульні рішення для управління фідером забезпечують максимальну підтримку оператора, безпеку при локальному керуванні підстанцією з повітряними лініями, а також з кабельними. Розумне поєднання високопродуктивних пристроїв ІЕП з традиційними апаратними елементами адаптовані до будь яких пристроїв підстанції та відповідають вимогам доступності та надійності [8]. Функція комплексного захисту інтегрована з будь яким розподільним пристроєм та АСУ цифрової підстанції, що відповідає стандарту ІЕС 61850. - оптимізовані рішення для управління фідером цифрової підстанцій, наприклад, пакети для локального або дистанційного керування; - гнучка реалізація будь якої системи управління; - широка функціональність та модульне обладнання; - ефективна інтеграція у систему, що відповідає стандарту ІЕС 61850. На рисунку 2.11 представлено принципову схему автоматизації цифрової підстанції [20]. 61 Рис. 2.11. Автоматизована система управління цифрової підстанції 62 Структурна схема цифрової підстанції зображено на рисунку 2.12. Рис. 2.12. Структура цифрової підстанції Рис. 2.13. Характеристика цифрової підстанції 63 2.6 Висновки до розділу 2 Обґрунтовано проєкт цифрової підстанції. В якості об’єкта дослідження було взято за основу традиційну трансформаторну підстанцію «Золотоноша» 35/10 кВ (м. Золотоноша). Споживачами підстанції є машинобудівний завод ім. Лепсе, «Дослідне сільськогосподарське підприємство», житловий мікрорайон. У зв’язку перспективою зростаючого навантаження підстанції, що пов’язане з приєднанням заводу із переробки кукурудзи на біоетанол, було зроблено техніко-економічний розрахунок та вибір трансформаторів для цифрової підстанції. На основі розрахунку струмів короткого замикання, було виконано вибір і перевірку сучасного обладнання для цифрової підстанції. Запропоновані рішення автоматизації підстанції передбачають функції дистанційного управління та моніторингу, необхідні для забезпечення максимальної безпеки, ефективності та надійності, що відповідають стандарту ІЕС 61850. Перевагами цифрової підстанції є: використання інтелектуальних мікропроцесорних пристроїв, застосування локальних обчислювальних мереж для комунікацій усередині підстанції, цифровий спосіб доступу до інформації, її передачі та обробці, автоматизація роботи підстанції та процесів керування нею. 64 РОЗДІЛ 3 ОЦІНКА ПРОЄКТУ ЦИФРОВОЇ ПІДСТАНЦІЇ 35/10 КВ 3.1 Методика обґрунтування економічної доцільності реалізації проєкту цифрової підстанції Проведемо базову порівняльну оцінку вартості рішень на базі електромагнітних та оптичних вимірювальних трансформаторів. Основні показники витрат при реалізації традиційних та цифрових підстанцій представлені нижче [24]. Проєктування. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС: 15% При застосуванні САПР відповідно до IEC 62850 по відношенню до вартості при традиційному рішенні складає: – 20%. Постачання первинного обладнання. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС 40%. При збережені в промисловому обсязі впровадження по відношенню до вартості при традиційному рішенні становить 0%. Постачання ПТК. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС 20%. При значному скороченні плат вводу/виводу програмного управління, додавання цифрових пристроїв по відношенню до вартості при традиційному рішенні становить: – 16%. Монтаж із урахуванням кабельної продукції. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС: 20%. При скороченні кількості люд./год. у 2 рази та зниженні вартості кабельної продукції по відношенню до вартості при традиційному рішенні складає: – 50%. Пуско-налагоджувальні роботи. Частина витрат за традиційному вирішенні автоматизації ПС: 5%. При скороченні кількості люд./год. за рахунок опрацювання проєкту в САПР відношення до вартості за традиційного рішення становить: – 4%. 65 З отриманих даних складаємо рівняння, де за Х приймаємо суму витрат при реалізації традиційного рішення із автоматизації підстанції: X = 15%X + 40%X + 20%X + 20%X + 5%X , де 15% – від усіх витрат йде на витрати при проєктуванні; 40% – постачання первинного обладнання; 20% – постачання ПТК; 20% – виконання монтажних робіт; 5% – виконання налагоджувальних робіт. Представимо аналіз порівняння витрат на традиційну та цифрову підстанцію. Проєктування. Значно зменшяться витрати на проєктування. Система автоматизованого проєктування нового покоління, яка ґрунтується на відкритих міжнародних стандартах IEC 62850-6 SCL, МЕК 61970, МЕК 61131 дозволяє різко скоротити трудовитрати. Перевагою системи проєктування «Цифрової підстанції» (Приклад – SCADA Studio) в порівнянні з традиційними САПР, є. − можливість перегляду даних PLC у режимі реального часу; − візуальне / анімаційне подання підстанції, щоб допомогти персоналу у діагностиці проблеми; − аутентифікація користувача для запобігання неправильної роботи; − можливість надання базових тимчасових графіків критичних параметрів; − базовий рівень архівації даних; − деякі програми SCADA дозволяють відстежувати ступінчату логіку PLC у режимі виконання для налагодження; − функції генерації звітів; − моніторинг одних і тих самих даних підстанції за кілька диспетчерських кімнат. 66 Нові технології та програмне забезпечення дозволяють скоротити витрати на проєктування до 20%. Це забезпечується за рахунок зменшення трудовитрат працівників за умови, що буде застосовуватися система автоматизованого проєктування нового покоління. Відповідно, сума витрат на проєктування з урахуванням скорочення вартості виконання робіт становитиме 15 ⋅ (100% – 20%) ⋅ X = 12%X , Орієнтовні трудовитрати на проєктування складають близько 2000 люд./год. (4 місяці – 3 особи). При впровадженні інноваційних технологій та спеціалізованого програмного забезпечення термін проєктування складе трохи більше 3 місяців, а трудовитрати становитимуть близько 1700 осіб. година. Постачання первинного обладнання. При постачанні основного обладнання необхідно враховувати, що для реалізації проєкту «цифрової підстанції» проводитимуться зміни складу обладнання для вимірювальних трансформаторів струму та трансформаторів напруги. Відсоток витрат під час реконструкції або будівництві підстанції на вимірювальне трансформаторне устаткування становить приблизно 18%, де 13,4% – це вартість вимірювальних трансформаторів струму та 4,6% – це вартість вимірювальних трансформаторів напруги. Зважаючи на те, що на даний момент обладнання цифрових вимірювальних комплексів не пройшло етап промислової експлуатації його вартість значно перевищує вартість традиційних аналогів (у частині вимірювальних трансформаторів струму збільшення становить до 4-х разів, вимірювальних трансформаторів напруги – більше ніж 2 рази). У таблиці 3.1 представлено порівняльну оцінку вартості вимірювальних трансформаторів, що представлені на ринку України [5, 15]. 67 Таблиця 3.1 Порівняльна вартість оптичних вимірювальних трансформаторів по відношенню до електромагнітних трансформаторів ТОВ «ЕЛІЗ» ОТС Україна 350% ТОВ «ЕЛІЗ» ОТН Україна 180% Nari-Relays ЕСС Китай 300% Nari-Relays ЕСН Китай 135% NXTPhase NXVT (ОТН) Канада 180% NXTPhase NXVT (ОТС) Канада 380% SDO SA1T (ОТС) Австралія 380% Arteche SDO-OCT Іспанія 375% Постачальників даного обладнання дуже мало, і тому відбувається значне збільшення ціни устаткування. Для того, щоб дізнатися яке обладнання буде вигідніше встановлювати, проведемо оціночну вартість вимірювальних трансформаторів струму та напруги українського виробника, західних та китайських. 1. Для українського виробника ТОВ «ЕЛІЗ» [15]: 40%∙((100%+3,5∙13,4%)∙X +(100%+1,8∙4,6%)∙X)) = 62,35%X. 2. Для західних виробників (у середньому) [5] 40%∙((100%+3,78∙13,4%)∙X + (100%+1,8∙4,6%)∙X)) = 65,36%X. 3. Для китайського виробника Natirelays [9]: 40%∙((100%+3∙13,4%)∙X + (100%+1,35∙4,6%)∙X)) = 61,49%X. 68 Постачання та комплектація ПТК. Застосування рішень «Цифрової підстанції» на об'єктах енергетики передбачає якісну зміну складу обладнання. Застосування виносних універсальних систем обліку (УСО), що встановлюються у безпосередній близькості від комутаційного обладнання, дозволить передавати всі сигнали (інформацію) польового рівня в цифровій формі по оптоволоконному кабелю з використанням сучасного протоколу обміну даними IEC 62850 між мікропроцесорними інтелектуальними електронними системами та пристроями повинно бути повністю цифровим при автоматизації «Цифрової підстанції» [19]. УСО почали використовуватися в нафтогазовій промисловості США у 1980-х роках і поступово впроваджувалися в електроенергетику, охорону навколишнього середовища, теплові мережі, водопостачання та магістральних трубопроводів. Останнім часом вони використовуються на транспорті, металургії, нафтохімії, логістиці та сільському господарстві. Основною тенденцією в системах обладнання для автоматизації є використання програмованих логічних контролерів (ПЛК) та розподілених систем управління (РСУ). Обсяги виробництва, продажу та фактичне застосування виробників ПЛК та РСУ значно перевищують показники виробників УСО. УСО набирає популярності з наступних причин [14]: − підприємство все більше потребує інформації. У минулому деякі вимірювання були скасовані, тому що вони розкидані, а вартість збору даних надто висока; − оскільки, підприємства збільшуються у розмірах та відбувається укрупнення, то групи можуть охоплювати міста чи навіть деякі райони. Центральне керування вимагає віддаленого збору даних; − зі зменшенням витрат на віддалені термінали RTU підприємства, які відмовилися від віддаленого збору даних через високі інвестиційні витрати, тепер розпочинають впроваджувати системи RTU; − технології УСО просунулися. Технології зв'язку, інтернету, баз даних та передачі сигналів також сприяють ширшому використанню RTU та 69 розширенню ринку. Промислові технології бездротової передачі пропонують нові методи передачі сигналів УСО. Деякі нові галузі, такі як сонячні та вітряні електростанції, інтелектуальні будинки є новими програмами для УСО. Раніше були поняття про цифрові родовища нафти, цифрову нафтохімію та цифрові трубопроводи. УСО має безліч переваг [14]: − точний та простий процес реєстрації даних. Можливості телеметрії, безперечно зі сторони реєстрації даних – УСО може продовжувати відстежувати продуктивність устаткування чи процесу протягом певного періоду. Пристрій реєстрації даних ємності здатний здійснити 5600 відстеження та зберігати подію (22 000 опціонально), включаючи позначку дати та часу, а дані можуть бути перетворені у формати Microsoft Excel, Access або DDE-сумісне програмне забезпечення. Це полегшує читання та аналіз даних; − можливість віддаленого моніторингу та управління. Однією з функцій, що виконуються цим пристроєм є спостереження за різними точками в одному елементі обладнання, складному процесі чи повному об'єкті. Віддалений моніторинг та управління процесом УСО є відносно швидким і складним, оскільки він може виконувати управління у реальному часі та програмувати пристрій для управління кожною точкою системи та має управління на основі арифметичних обчислень, таких як час виконання тощо; − швидкий та безпечний пристрій зв'язку. Швидка передача даних без затримок та точна підтримка продуктивності системи. Пристрій живиться від трьох комунікаційних портів. Конфігурування системи спрощується в ієрархічній мережі, де віддалений блок може зв'язуватися із кожним вузлом як з іншою інтелектуальною мережею. Це дозволяє налаштовуватись у системі. − тривожна система раннього попередження є дуже важливою функцією в системі управління. Цей пристрій оснащений автоматичною 70 системою сигналізації при якій УСО надсилає повідомлення, для вживання коригуючих дій у разі системної помилки. Система тривожного виклику може містити до шести пристроїв, включаючи ПК, планшет тощо. Користувачі можуть вибрати один із семи різних форматів звітів для прямої звітності; − функціональний та універсальний пристрій управління володіє універсальними функціями, а також внутрішнім програмованим логічним контролером та служить Visual Basic, що дозволяє користувачеві виконувати практично будь-які обчислення даних, швидкі та масштабовані. Немає необхідності розуміти складні мови програмування, просте та зрозуміле програмування за допомогою електронних таблиць Microsoft Excel; − перевірена та підтримувана система управління пристроями. Користувачам не потрібно налаштовувати та перевіряти пристрої, тому що вони використовуються багатьма компаніями, державними установами, комунальними службами, інженерами та інтеграторами. Багато програм у галузі SM800 виконують різні завдання, від систем водопостачання та каналізації, до моніторингу відновлення майданчиків, реєстрації даних та сигналізації; − альтернативних базові опції введення/виведення. Користувачі можуть вибирати між базовим введенням/виведенням, наприклад, опціями базового вводу/виведення, 2 цифровими входами, цифровими виходами 2, 4 аналоговими входами, цифровими входами 4, 3 цифровими виходами, 1 аналоговими входами, 1 аналоговими виходами. Для задоволення потреб клієнтів, пристрій також має розширення: до 15 модулів введення/виводу, доступний модуль розширення, 8-портовий цифровий вхід, 8-портовий цифровий вихід, 16-портовий цифровий вихід, 8-контактний аналоговий вхід, 4-контактний аналоговий вихід , 4-портовий Безкоштовний лічильник, 4x20 модуль інтерфейсу дисплея/журналу. УСО (модуль віддаленого терміналу) SCADA (диспетчерський контроль та збір даних) Програмований логічний контролер на основі SM800 71 може використовуватися через конфігураційну архітектуру з недорогим віддаленим введенням/виводом з використанням виділеної лінії, радіомодему або бездротового з'єднання [14]. Слід відмітити, що виносні УСО можуть встановлюватися в безпосередній близькості з комутаційними апаратами в окремих конструктивах шаф на ВРП, але також вони можуть бути вбудовані в приводи комутаційних апаратів (вимикачів/роз'єднувачів), що скорочує витрати на суму вартості самих шаф. При порівняльному аналізі за кількістю конструктивів при реалізації традиційного та інноваційного рішення автоматизації підстанції скорочуються витрати на шафи більш ніж у 2 рази (їх вартість складає близько 5% вартості ПТК, відповідно скорочення становитиме близько 15%), таким чином, вартість ПТК АСУ ТП складе: 20%∙(100%-15%)∙X = 17%X, Переваги переходу до передачі сигналів у цифровому вигляді [14]: − головна перевага цифрових сигналів полягає в тому, що точний рівень сигналу цифрового сигналу перестає бути важливим. Це означає, що цифрові сигнали є досить несприйнятливими до недосконалостей реальних електронних систем, які як правило псують аналогові сигнали. В результаті, цифрові накопичувачі інформації є надійнішими; − коди часто використовуються при передачі інформації. Ці коди можуть використовуватися, як засіб збереження інформації в таємниці або як засіб розбиття інформації на частини, керовані спеціальною технологією кодування; − цифрові сигнали можуть передавати інформацію із більшою завадостійкістю, оскільки кожен інформаційний компонент (наприклад, байт) визначається наявністю або відсутністю біта даних (0 чи 1). Аналогові сигнали змінюються безперервно, а їх значення залежать від всіх рівнів завад; 72 − цифрові сигнали можуть бути оброблені компонентами цифрової схеми, які дешеві та легко виробляються у багатьох компонентах на одній мікросхемі. Знову ж таки, поширення завад через систему демодуляції зменшується за допомогою цифрових методів; − завади не впливають на передачу цифрових сигналів, що зазвичай використовують меншу пропускну здатність; − цифрові сигнали можна передавати на великі відстані − безпечна передача інформація ніж аналогова; − у цифрових технологіях електромагнітні перешкоди мінімальні; − скорочення витрат на контрольні кабелі вторинних ланцюгів та кабельні канали для їх прокладання за рахунок наближення УСО до джерела дискретних сигналів первинного обладнання; − зменшення впливу електромагнітних перешкод, за рахунок скорочення довжини вторинних ланцюгів та переходу на оптичні зв'язки; − уніфікація інформаційних протоколів обміну даними; − скорочення трудовитрат на монтажні та пусконалагоджувальні роботи. Монтаж (з урахуванням кабельної продукції). Зміна принципів побудови системи на «польовому» рівні, який включає інноваційні пристрої первинного збору інформації: виносні УСО, цифрові вимірювальні трансформатори, вбудовані мікропроцесорні системи діагностики силового обладнання тощо, зумовлює скорочення витрат на кабельну продукцію. Реалізація впровадження інноваційного рішення «Цифрової підстанції 35/10 кВ» призводить до скорочення витрат на кабельну продукцію на 50%. У зв'язку зі скороченням кабельної продукції скорочуються трудовитрати на монтажні роботи, які у свою чергу становлять близько 50% від бюджету при реалізації традиційних рішень. Підсумок за сумою витрат на проведення монтажних робіт складатиме 20%∙(100% – 50%)∙X = 10%X. 73 Пуско-налагоджувальні роботи. За реалізації традиційного рішення трудовитрати для проведення пуско-налагоджувальних робіт на 2-3% більше. Отже, скорочення комплексу ПТК, що поставляється (а саме скорочення кількості шаф, тестування системи на етапі проєктування тощо) призведе до скорочення трудовитрат. 5%∙(100% – 3%)∙X = 4,85%X. Завжди є додатковий рівень ризику і витрат, а впровадження інноваційних рішень не виняток. Відбувається збільшення витрат за проведення навчання та перепідготовку працівників, і навіть на проведення розробок нових пристроїв. Тому дані статті витрат призводить до збільшення на 20-30% вартості проєкту 25%Х. Результати порівняльного аналізу вартості. Виходячи із загальних даних, підіб'ємо підсумок за сумою витрат на реалізацію проєкту «Цифрової підстанції»: − сума витрат із застосуванням українських оптичних вимірювальних трансформаторів: 12%X+62,35%X+17%X+10%X+4,85%X+25%X=131,2%X; − сума витрат із застосуванням західних оптичних вимірювальних трансформаторів: 12%X+65,36%X+17%X+10%X+4,85%X+25%X = 134,21%X; − сума витрат із застосуванням китайських оптичних вимірювальних трансформаторів: 12%X+61,49%X+17%X+10%X+4,85%X+25%X=130,34%X. 74 Таке збільшення цін відбувається через перший «Пілотний проєкт цифрової підстанції». Коли вироблятиметься промислове впровадження і коли ціни на первинне обладнання будуть зрівнюватимуться сума витрат на проєкт буде 12%X + 40%X +17%X +10%X + 4,85%X = 83,85%X. Скорочення вартості при промисловому впровадженні у разі скорочення цін на оптичні трансформатори струму/напруги до рівня цін на традиційні складе X – 83,85%=16,15%X. 3.2 Опис позитивних ефектів для АСУ ТП при впровадженні ОТС та ОТН Волоконно-оптичні датчики струму володіють додатковими перевагами гнучкого форм-фактора, конструкції «window-CT» та можливістю вимірювання дуже високих струмів [15]. Поєднання всіх цих функцій створює більшу гнучкість у використанні оптичних датчиків напруги та струму. Інакше кажучи, одні й ті ж самі оптичні продукти або технології можуть використовуватися для кількох застосувань, де використовувалися традиційно різні типи продуктів і навіть різні технології. Перевагами використання сучасних оптичних трансформаторів струму та напруги в цифровій підстанції є [15]: − підвищена надійність та безпека; − зниження витрат на заміну трансформаторів струму та трансформаторів напруги при впровадженні цифрових вимірювальних комплексів; 75 − зниження витрат на кабельну продукцію; − покращення електромагнітної сумісності сучасного обладнання РЗА та АСУ ТП; − підвищення точності вимірювань та обліку електроенергії; − мають високу пожежо- та вибухобезпеку, а також екологічність, оскільки не містять масла, паперу та горючих полімерів; − володіють високою сейсмостійкістю (9 балів за MSK – 64); − принцип роботи заснований на оптичних методах вимірювання параметрів струмів та напруги; − мають повну гальванічну розв'язку; − мають сучасний інтерфейси, які дозволяють знизити обсяги неврахованої електроенергії більш ніж у 10 разів; − підвищення безпеки експлуатації для обслуговуючого персоналу; − підвищення експлуатаційної безпеки вторинного обладнання за рахунок відсутності виникнення високих потенціалів при розмиканні вторинних ланцюгів; − не вимагають великих витрат на експлуатацію, на відміну від традиційних трансформаторів струму та напруги; − мають високу точність вимірювань; − мають невеликі габарити та розміри. Вага оптичних трансформаторів струму та напруги майже в 7 разів менша, ніж у традиційних трансформаторів струму та напруги; −безпечна, легка та гнучка установка; − не потребують регулярного ремонту чи перевірки, а лише перевірки його характеристик раз на 6 років; − відсутність ферофезонансу та небезпеки розмикання вторинних струмових ланцюгів; − легко інсталювати за рахунок компактності датчика; − волоконно-оптичні датчики дозволяють вимірювати як змінний так і постійний струм у широкому діапазоні навантажень та частот; 76 − оптичні трансформатори характеризуються високою точністю контролю та обліку електроенергії (перевищує клас точності 0,2S та 0,2); − на оптичні трансформатори струму та напруги не впливають зовнішні магнітні поля; − завдяки оптичним трансформаторам з'являється можливість створити єдину шину даних. За цією шиною інформація передається у всі пристрої обробки на підстанції; − нова технологія створення ОТС і ОТН відповідає концепції «Розумної мережі»; − точність обліку значно збільшується за рахунок використання оптичних трансформаторів струму та напруги; −зменшуються похибки через втрати, при використанні оптичних трансформаторів [5, 15]. Встановлення та експлуатація ОТС і ОТН на трансформаторних підстанціях отримала розвиток, як в Україні так і за кордоном та є сучасною та перспективною [15]. Вона дозволяє використовувати всі переваги стандарту IEC 62850, у тому числі, забезпечити повну функціональну сумісність інтелектуальних електронних пристроїв різних виробників, підвищити надійність та безпеку обладнання, підвищити точність вимірювань та обліку електроенергії. 3.3 Порівняльна оцінка вартості рішень на базі електромагнітних та оптичних трансформаторів Основні показники витрат при реалізації традиційних та цифрових підстанцій представлені нижче. Проєктування. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС: 0,15. При застосуванні САПР відповідно до IEC 62850 по відношенню до вартості при традиційному рішенні складає: – 0,20. 77 Постачання первинного обладнання. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС 0,40. При збережені в промисловому обсязі впровадження по відношенню до вартості при традиційному рішенні становить 0%. Постачання ПТК. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС 0,20. При значному скороченні плат вводу/виводу програмного управління, додавання цифрових пристроїв по відношенню до вартості при традиційному рішенні становить: – 0,16. Монтаж із урахуванням кабельної продукції. Частина витрат при традиційному рішенні автоматизації ПС: 0,20. При скороченні кількості люд./год. у 2 рази та зниженні вартості кабельної продукції по відношенню до вартості при традиційному рішенні складає: – 0,50. Пуско-налагоджувальні роботи. Частина витрат за традиційному вирішенні автоматизації ПС: 0,05. При скороченні кількості люд./год. за рахунок опрацювання проєкту в САПР відношення до вартості за традиційного рішення становить: – 0,04%. З отриманих отриманих даних складаємо рівняння, де за Х приймаємо суму витрат при реалізації традиційного рішення із автоматизації підстанції: X = 0,15X + 0,40X + 0,20X + 0,20X + 0,05X , де 0,15 – від усіх витрат йде на витрати при проєктуванні; 0,40 – постачання первинного обладнання; 0,20 – постачання ПТК; 0,20 – виконання монтажних робіт; 0,05 – виконання налагоджувальних робіт. За Х приймемо суму витрат на середньостатистичний проєкт з автоматизації підстанції, що приблизно дорівнює 2500 тис. грн [20]. Підставимо до рівняння та отримаємо: 78 X = 0,15 ⋅2500 + 0,40 ⋅2500 + 0,20 ⋅2500 + 0,20 ⋅2500 + 0,05 ⋅2500, 375+1000 + 500 + 500 +125 = 2500 млн. грн. де 370,5 тис. грн. – витрати на стадії проєктування;; 1000 тис. грн. – постачання первинного обладнання; 500 тис. грн. – постачання ПТК; 500 тис. грн. – виконання монтажних робіт; 125 тис. грн. – виконання налагоджувальних робіт. Зробимо порівняльний аналіз витрат реалізації традиційного та інноваційного рішень автоматизації підстанції за основними вартісними характеристиками, виділимо переваги від впровадження технічних рішень відповідно до технології «Цифрова підстанція». Проєктування. Система автоматизованого проєктування нового покоління, що ґрунтується на відкритих міжнародних стандартах IEC 62850- 6 SCL, МЕК 61970, МЕК 61131, дозволяє різко скоротити трудовитрати. Перевагою нової системи в порівнянні зі старою є те, що завдяки результатам проєктування, можна налаштовувати та конфігурувати системи та пристрої автоматизації будь-якого виробника із мінімальним використанням фізичної праці. Також з'являється можливість проводити тестування систем на різних етапах проєктування. Застосування міжнародних стандартів МЕК дає можливість сумісності ПЗ від різних компаній та САПР. Нові технології та програмне забезпечення дозволяють скоротити витрати на проєктування на 500 тис. грн. (20%). Це забезпечується за рахунок зменшення трудовитрат працівників за умови, що буде застосовуватися система автоматизованого проєктування нового покоління. Відповідно, сума витрат на проєктування з урахуванням скорочення вартості виконання робіт становитиме: 0,15 ⋅ (1 – 0,2) ⋅2500 = 373тис. грн. 79 Орієнтовні трудовитрати на проєктування складають близько 2000 люд./год. (4 місяці – 3 особи). При впровадженні інноваційних технологій та спеціалізованого програмного забезпечення термін проєктування складе трохи більше 3 місяців, а трудовитрати становитимуть близько 1700 осіб. година. Постачання первинного обладнання. Для того щоб реалізувати проєкт цифрової підстанції необхідно враховувати, що повинна проводитися заміна первинного обладнання, а саме вимірювальні трансформатори струму та напруги. Таким чином, при будівництві підстанції витрати на придбання вимірювальних трансформаторів струму та напруги становитимуть приблизно 450 тис. грн. (18%). Сума витрат на придбання вимірювальних трансформаторів струму становлять приблизно 335 тис. грн. (13,4%), а сума витрат на вимірювальні трансформатори напруги становлять приблизно 115 тис. грн. (4,6%). В даний час продажі вимірювальних трансформаторів не вийшли на промисловий масштаб, тому їхня вартість у кілька разів перевищує вартість традиційних трансформаторів. Для вимірювальних трансформаторів струму ця вартість перевищує більш ніж 4 рази, а вимірювальних трансформаторів напруги – більш ніж 2 рази. Постачальників даного обладнання дуже мало, майже відсутня конкуренція. Лише частина великих компаній займається виробництвом первинного устаткування. Тому ціни на первинне обладнання значно збільшено. Розрахуємо оціночну вартість вимірювальних трансформаторів струму та напруги для українських, західних та китайських виробників. − сума витрат із застосуванням українських оптичних вимірювальних трансформаторів: 0,4∙((1+3,5∙0,134)∙2500+ (1+1,8∙0,046)∙2500))=0,6235∙2500 = 1558,8 тис. грн; 80 − сума витрат із застосуванням західних оптичних вимірювальних трансформаторів: 0,4∙((1+3,78∙0,134)∙2500+ (1+1,8∙0,046)∙2500))=0,6236∙2500 = 1559 тис. грн; − сума витрат із застосуванням китайських оптичних вимірювальних трансформаторів: 0,4∙((1+3,0∙0,134)∙2500+ (1+1,35∙0,046)∙2500))=0,6149∙2500 = 1537,3 тис. грн. Постачання та комплектація ПТК. Щоб створити цифрову підстанцію, слід зробити якісне оновлення всього обладнання, яке встановлюється на польовому рівні. Для того, щоб передавати інформацію в цифровому вигляді за допомогою оптоволоконного кабелю та з використанням міжнародного стандарту IEC 62850 використовують виносні УСО, які встановлюються у безпосередній близькості до комутаційного обладнання. Також можна встановити на підстанції оптичні трансформатори, щоб спростити процес збирання інформації. УСО включає: − віддалений моніторинг та контроль функції; − монітор процесів для збирання та візуалізації сигналів даних (дротовий, послідовний, Ethernet); − шлюз зв'язку, що взаємодіє за кількома протоколами одночасно (наприклад, Modbus, DNP3.0 тощо); − програмований логічний контролер, здатний автоматично контролювати виробничий процес; − людино-машинний інтерфейс (HMI) забезпечує огляд, подібний до невеликої системи SCADA. 81 − людино-машинний інтерфейс (HMI), який за функціональними можливостями подібний до невеликої системи SCADA. У даного обладнання багато різних переваг, такі як: − гнучка та масштабована апаратна концепція; − гнучкий зв'язок із IED; − можливість виконувати складні функції ПЛК; − інтегрований людино-машинний інтерфейс (HMI) для моніторингу підстанції; − сучасні інженерні інструменти з інтерфейсом обміну даними; − функціональність архіву; − функціональність діагностики та обслуговування; − висока надійність; − функція кібербезпеки. Для того щоб скоротити витрати на виносні шафи УСО можна встановити приводи вимикачів та роз'єднувачів. Також вони можуть бути встановлені в окремих конструктивах шаф на ВРП у безпосередній близькості до вимикачів і роз'єднувачів. Для того, щоб скоротити витрати на шафи більш ніж у 2 рази використовують інноваційне рішення автоматизації підстанції. Вартість складає близько 5% вартості ПТК, а значить скорочення витрат становитиме близько 15%. Тому вартість ПТК встановить 0,2 ⋅ (1 – 0,15) ⋅2500 = 74 тис. грн. Переваги переходу до передачі сигналів у цифровому вигляді від комутаційних апаратів: − передача сигналу в цифровому вигляді робить менше помилок; − простіше виявляти та виправляти помилки, оскільки передані дані є двійковими (1 і 0, тільки два різні значення); 82 − вищі максимальні швидкості передачі даних; − більш безпечний; − зниження витрат на кабельну продукцію; − зниження впливу електромагнітних перешкод; − скорочення монтажних та пусконалагоджувальних робіт. Монтаж (з урахуванням кабельної продукції). Відбувається значне зменшення витрат за кабельну продукцію за рахунок нового принципу побудови системи на польовому рівні на якому встановлені пристрої збору інформації, такі як цифрові вимірювальні трансформатори, виносні УСО тощо. Для реалізації проєкту складемо таблицю 3.2, в якій представлений приблизний розрахунок кабельної продукції для автоматизації підстанції у двох варіантах у цифровому та традиційному. Вартість кабельної продукції взято [16] станом на 30.10.23 року. Таблиця 3.2 Розрахунок кабельної продукції № Загальна вартість кабельної Марка Довжина, м Ціна, продукції, грн кабеля грн/пог.м ПС ЦПС ПС ЦПС 1 КВВГнг 4х1,5 420 420 42,3 17766 17766 2 КВВГнг 5х1,5 1700 400 55,2 93840 22080 3 КВВГнг 7х1,5 150 150 75,3 11295 11295 4 КВВГнг 10х1,5 1900 300 107,2 203680 32160 5 КВВГнг 14х1,5 150 150 150,3 22545 22545 6 КВВГнг 19х1,5 120 120 201,0 24120 24120 7 КВВГнг 5х2,5 1500 350 85,0 127500 29750 8 КВВГнг 4х2,5 950 1300 73,8 70110 95940 9 Оптоволоконний 1200 2000 90,4 108480 180800 кабель РАЗОМ (грн.) без ПДВ 668041 436456 83 З таблиці 3.2 видно, що про реалізації застосування «Цифрової підстанції 35/10 кВ» витрати на кабельну продукцію скорочуються у 1,5 рази. При порівнюванні традиційного методу автоматизації підстанції та інноваційного економія витрат за кабельну продукцію становить понад 230 тис. грн. При виконанні традиційного рішення трудовитрати на монтажні роботи становлять більшу частину бюджету (40%), а при реалізації проєкту в інноваційному рішенні кабельна продукція скорочується у 1,5 раз, отже і трудовитрати монтажні роботи також. Згідно з цією таблицею при реалізації традиційного проєкту трудовитрати на прокладку мідного кабелю складають приблизно 4360 люд./год., робіти монтажників та механізаторів 1160 люд./год., а на прокладання оптоволоконного кабелю – 176 люд./год. та 47 люд./год. відповідно. Розглянемо варіант із реалізацією інноваційного рішення, де зменшується кількість мідного кабелю та збільшується кількість оптоволоконного кабелю. Трудовитрати на реалізацію інноваційного рішення становитимуть: 1645 люд./год. робіт монтажників та 439 люд./год. робіт механізаторів з прокладання мідного кабелю. Також 1056 осіб/год. на прокладку оптоволоконного кабелю та 281 люд./год. відповідно. Отже, при скороченні кабельної продукції обсяг робіт скоротиться на 50% При реалізації інноваційного рішення орієнтовні трудовитрати на прокладання кабелю (з урахуванням скорочення кількості мідного та збільшенням оптоволоконного кабелю) становитимуть: 1645 люд./год. робіт монтажників та 439 люд./год. механізаторів із прокладання мідного кабелю, трудовитрати з прокладання оптоволоконного кабелю – 1056 люд./год. та 281 люд./год. відповідно. Таким чином, скорочення витрат тільки в частині кабельної продукції становитиме за орієнтовними даними приблизно 200 тис. грн без урахування ПДВ, що у відсотковому співвідношенні становитиме 50 % від вартості кабельної продукції. Таким чином сума витрат на монтажні роботи складатиме 84 0,2 ⋅ (1 – 0,5) ⋅2500 = 250 тис. грн. Пуско-налагоджувальні роботи. При реалізації традиційного рішення ПС трудовитрати для проведення пуско-налагоджувальних робіт на 2-3% більше ніж при інноваційному. Таким чином, скорочення комплексу ПТК (а саме скорочення кількості шаф, тестування системи на етапі проєктування тощо) призведе до скорочення трудовитрат. 0,05 ⋅ (1 – 0,03) ⋅2500 = 124,9 тис. грн. Завжди є додатковий рівень ризику та витрат, це не є винятком при впровадженні інноваційних рішень. Це пов’язано зі збільшенням витрат на проведення навчання або перепідготовку співробітників, а також на проведення розробок нових пристрої. Тому в дану статтю витрат закладають збільшення вартості проєкту на 20-30% 0,25 ⋅2500 = 625 тис. грн. Результати порівняльного аналізу вартості. Виходячи із загальних даних, підіб'ємо підсумок за сумою витрат на реалізацію проєкту «Цифрової підстанції 35/10 кВ»: − сума витрат із застосуванням українських оптичних вимірювальних трансформаторів: 0,12∙2500+0,6235∙2500+0,17∙2500+0,10∙2500+0,0485∙2500+0,25∙2500 = = 300+1558,8+425+250+121,25+625 = 3280 тис. грн.; − сума витрат із застосуванням західних оптичних вимірювальних трансформаторів: 85 0,12∙2500+0,6536∙2500+0,17∙2500+0,10∙2500+0,0485∙2500+0,25∙2500 = = 300+1634+425+250+121,25+625 = 3355 тис. грн.; − сума витрат із застосуванням китайських оптичних вимірювальних трансформаторів: 0,12∙2500+0,6149∙2500+0,17∙2500+0,10∙2500+0,0485∙2500+0,25∙2500 = = 300+1537,25+425+250+121,25+625 = 3258,5 тис. грн. Таке збільшення цін відбувається через те, що це перший «Пілотний проєкт цифрової підстанції 35/10 кВ». Коли здійснюватиметься впровадження проєкту, ціни на первинне обладнання зрівнюватимуться, а сума витрат на проєкт: 0,12∙2500+0,4∙2500+0,17∙2500+0,10∙2500+ 0,0485∙2500 = = 300+1000+425+250+121,25 = 2096,25 тис. грн. Скорочення вартості при впровадженні у разі скорочення цін на оптичні трансформатори струму/напруги до рівня цін на традиційні складе: 2500 – 2096,25 = 403,75 тис. грн. Ризики. Інноваційна діяльність пов'язана завжди із різними видами ризику. Слід продумати та передбачити навчання кадрів, зміну підходу від проєктування до монтажу та пусконалагоджувальних робіти тощо. Також слід не забувати про надійність функціонування, що впливає на надійність всієї цифрової підстанції. Надійність функціонування складається з декількох аспектах: − надійність локальної обчислювальної мережі; − надійність окремих пристроїв; 86 − надійність нових елементів (оптичні трансформатори струму та напруги, виносні УСО); − надійність традиційних ІЕП (необхідно враховувати затримки передачі повідомлень GOOSE, а також затримки передачі значень струму); − надійність при синхронізації часу; − надійність персоналу (персоналу необхідно якісно здійснити налаштування приладів) [9]. 3.4 Висновки до розділу 3 Виходячи з проведених розрахунків, можна зробити висновок, що при реалізації інноваційного проєкту «цифрової підстанції 35/10 кВ» на основі використання оптичних трансформаторів ТОВ «ЕЛІЗ» сума витрат перевищує витрати на середньостатистичний традиційний проєкт підстанції та становить 3280 тис. грн. це 131,2% вартості традиційного проєкту. При промисловому впровадженні «цифрових підстанцій» і при зрівнюванні цін на первинне обладнання (оптичні трансформатори струму та напруги) сума витрат не перевищуватиме традиційного рішення підстанції, а навіть значно менше коштуватиме. Витрати становитимуть 403,75 тис. грн, що на 84 % менше за традиційного рішення. Якщо ціни на оптичні трансформатори струму та напруги стануть такими ж, як і на традиційні трансформатори струму та напруги, то дана методика буде актуальною. Головною особливістю впровадження інноваційного рішення стане: − підвищення надійності обладнання; − зниження кабельної продукції; − підвищення безпеки; − підвищення точності вимірювань; − висока завадостійкість та сейсмостійкість; − екологічність; 87 − висока пожежобезпека та вибухобезпечність. Якщо цього не станеться і ціни на первинне обладнання залишаться на тому ж рівні, проєкт «цифрова підстанція» економічно не вигідний. Таким чином, запропонований проєкт «Цифрової підстанції 35/10 кВ» з впровадженням інноваційного рішення відповідає всім сучасним вимогам до надійності. 88 ВИСНОВКИ 1. На основі аналізу існуючих рішень сучасних цифрових підстанцій встановлено, що їх використання вирішують багато проблем завдяки стандартизованим оптоволоконним комунікаційним шинам та датчикам, які інтегровані у первинний високовольтний апарат. Високоточні аналогові датчики напруги та струму замінюють важкі та громіздкі трансформатори струму та напруги, а вихідні сигнали цих датчиків оцифровуються за допомогою високоточної електроніки та передаються на пристрої управління та захисту підстанції через комунікаційні шини за стандартною технологією Ethernet. 2. Встановлено, що перевагою цифрової підстанції у порівнянні з традиційною є автоматичний контроль стану первинного та вторинного обладнання. Інформація отримана від датчиків передається зі станційного та рівня приєднання за допомогою системи управління активами для служб моніторингу та діагностики. Це дає можливість розробляти стратегію обслуговування обладнання підстанції, що орієнтована на надійність енергосистеми та дозволить операторам зосередити ресурси на тих активах, які є найбільш важливими для системи, і відповідним чином створити організацію та необхідні заходи. Таким чином, впровадження цифрових підстанцій сприятиме підвищенню надійності енергосистеми та зниженню експлуатаційних витрат. 3. Розглянутий стандарт IEC 62850 та його застосування у цифрових підстанціях є одним із ключових стратегічних елементів гнучких інтелектуальних мереж, які необхідні для безпечної та стабільної інтеграції відновлюваних джерел енергії. Дослідження досвіду зарубіжних країн вказує на те, що використання систем на основі міжнародного стандарту IEC 62850 забезпечує надійність цифрових підстанцій. Встановлено, що у деяких випадках протокол IEC 62850, здатний забезпечити менше використання 89 проводів або кабелів, що позитивно впливає на простоту конфігурації обладнання але основна проблема, як виявляється, полягає в тому, що не всі адміністратори здатні обробляти дані навіть за наявності відповідних програмних пакетів. 4. Обґрунтовано проєкт цифрової підстанції. В якості об’єкта дослідження було взято за основу традиційну трансформаторну підстанцію «Золотоноша» 35/10 кВ (м. Золотоноша). Споживачами підстанції є машинобудівний завод ім. Лепсе, «Дослідне сільськогосподарське підприємство», житловий мікрорайон. У зв’язку перспективою зростаючого навантаження підстанції, що пов’язане з приєднанням заводу із переробки кукурудзи на біоетанол, було зроблено техніко-економічний розрахунок та вибір трансформаторів для цифрової підстанції. На основі розрахунку струмів короткого замикання, було виконано вибір і перевірку сучасного обладнання для цифрової підстанції. Запропоновані рішення автоматизації підстанції передбачають функції дистанційного управління та моніторингу, необхідні для забезпечення максимальної безпеки, ефективності та надійності, що відповідають стандарту ІЕС 61850. Перевагами цифрової підстанції є: використання інтелектуальних мікропроцесорних пристроїв, застосування локальних обчислювальних мереж для комунікацій усередині підстанції, цифровий спосіб доступу до інформації, її передачі та обробці, автоматизація роботи підстанції та процесів керування нею. 5. Виходячи з проведених розрахунків оцінки проєкту встановлено, що при реалізації інноваційного проєкту «цифрової підстанції 35/10 кВ» на основі використання оптичних трансформаторів ТОВ «ЕЛІЗ» сума витрат перевищує витрати на середньостатистичний традиційний проєкт підстанції та становить 3280 тис. грн. – це 131,2% вартості традиційного проєкту. При промисловому впровадженні «цифрових підстанцій» та при зрівнюванні цін на первинне обладнання (оптичні трансформатори струму та напруги) сума витрат не перевищуватиме традиційного рішення підстанції, а навіть значно 90 менше коштуватиме. Витрати становитимуть 403,75 тис. грн, що на 84 % менше за традиційне рішення. Якщо ціни на оптичні трансформатори струму та напруги стануть такими ж, як і на традиційні трансформатори струму та напруги, то дана методика буде актуальною. 6. Головною особливістю впровадження інноваційного рішення стане: − підвищення надійності обладнання; − зниження кабельної продукції; − підвищення безпеки; − підвищення точності вимірювань; − висока завадостійкість та сейсмостійкість; − екологічність; − висока пожежобезпека та вибухобезпечність. Якщо цього не станеться і ціни на первинне обладнання залишаться на тому ж рівні, проєкт «цифрова підстанція» економічно не вигідний. Таким чином, запропонований проєкт «Цифрової підстанції 35/10 кВ» з впровадженням інноваційного рішення відповідає всім сучасним вимогам до надійності. 91 СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 1. Бардик Є.І., Лукаш Н.П. Електрична частина електростанцій і підстанцій: навчальний посібник. – К. НТУУ «КПІ» 2011р. – 220 с. 2. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних систем. Львів: Вища школа, 2008. 248 с. 3. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем електропостачання промислових підприємств». 4. Козлов В. Д. Електрична частина станцій та підстанцій : підручник / В. Д. Козлов, В. П. Захарченко, О. М. Тачиніна; за заг. ред. В. Д. Козлова.– К. : НАУ, 2018. – 312 с. 5. Компанія Біонтоп виробник вимірювальних трансформаторів https://beontop.com.ua/ 6. Лежнюк, П. Д. Проектування електричної частини електричних станцій: навчальний посібник / П. Д. Лежнюк, В. М. Лагутін, В. В. Тептя. – Вінниця: ВНТУ, 2009. – 194 с. 7. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с. 8. Пристрій сполучення шини Inline для Modbus/TCP (UDP) IL ETH BK- PAC компанія Phoenix Contact https://www.phoenixcontact.com/ 9. Розрахунок струмів коротких замикань. Навчальний посібник / Н.В. Букович, Г. М. Лисяк, Г. Н. Міркевич, А. Я. Яцейко. Львів : Видавництво Львівської політехніки, 2018. - 236 с. 10. Сайт інтернет-магазину кабелів https://electrica-shop.com.ua/ 11. Сайт компанії OPTOKON https://optokon.ua/ 12. Сайт компанії Мікрол (засоби автоматизації) http://www.microl.ua/ 13. Сайт компанії Проксис (Промислові комутатори Advantech) https://www.proxis.ua/ 92 14. Сайт компанії промислової автоматики EUROPROMTRADING https://europromtrading.com.ua/ 15. Сайт компанії ТОВ «ЕЛІЗ» (виробник вимірювальних ТР) http://www.eliz.zp.ua/ 16. Сайт компанії Укрпровод https://ukrprovod.com.ua/ 17. Стандарт IEC 61850 «Communication networks and system in substations», Ed.1, 2003. https://iec61850.dvl.iec.ch/ 18. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0. Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: Держспоживстандарт України, 2009. 51 с. 19. Цифрова підстанція МЕК 61850 https://www.se.com/ua/uk/product- subcategory 20. Цифрові підстанції Hitachi Energy. https://library.e.abb.com/ 21. Чупилка Д.А. Використання цифрових технологій для модернізації трансформаторних підстанцій / Д.А. Чупилка, І.Б. Семко / Збірник тез доповідей студентської науково-практичної конференції ЧДТУ: 18–20 квіт. 2023 р. [Електронний ресурс] / [упоряд.: Єгорова О. В., Захарова О. В., Кисельов В. Б. та ін.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2023.– С. 207. 22. John D. McDonald. Electric Power Substations Engineering. – Third Edition. – CRC Press, 2012. – 536 p. 23. Leonard L. Grigsby. Electric Power Generation, Transmission, and Distribution. –Second Edition. – CRC Press, 2007. – 504 p. 24. Richards S., Alstom Grid, UK, Pavaiya, N., Omicron Electronics, Boucherit, M. and Ferret, P., Alstom Grid, France, Diemer P., Energinet.dk, Denmark New World. PAC World Magazine. June 2014.