Инновационный комплекс на базе технологии «цифровой подстанции» на действующей ГЭС

В 2013 году ОАО «РусГидро» приняло решение о реализации пилотного внедрения оборудования, работающего по технологии «цифровой подстанции», на базе Нижегородской ГЭС. Нижегородская ГЭС является четвертой ступенью Волжско-Камского каскада ГЭС и обеспечивает электроснабжение ряда промышленных предприятий и жилых районов Нижегородской области. ГЭС оборудована восемью гидроагрегатами с общей установленной мощностью 520 МВт. В рамках пилотного проекта была реализована цифровая система автоматического управления одним блоком генератор – трансформатор.

ООО «ЭнергопромАвтоматизация», как генеральный подрядчик осуществило поставку и совместно с партнерами по соглашению о стратегическом сотрудничестве по созданию цифровой подстанции на территории РФ выполнило все сопутствующие инжиниринговые мероприятия по монтажу и наладке инновационного программно-технического комплекса, полностью состоящего из решений российских компаний-разработчиков: многофункциональных контроллеров NPT и программного обеспечения SCADA NPT Expert производства ООО «ЭнергопромАвтоматизация», терминалов МП РЗА производства ООО «НПП ЭКРА», оптических трансформаторов тока и трансформаторов напряжения ЗАО «Профотек». В качестве научного эксперта и испытательного полигона выступало ОАО «НТЦ ЕЭС».

Опытно-промышленный образец программно-технического комплекса состоит из трех уровней.
– Полевой уровень
Шкаф полевых контроллеров на основе контроллера NPT microRTU разработки ООО «ЭнергопромАвтоматизация», оптические трансформаторы тока производства ЗАО «ПРОФОТЕК», контроллеры со встроенной платой мультиплексора NPT MU разработки ООО «ЭнергопромАвтоматизация».
– Уровень присоединения
Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики производства ООО НПП «ЭКРА», контроллер присоединения NPT BAY (9.2) разработки ООО «ЭнергопромАвтоматизация».
– Станционный уровень
Серверное оборудование и программное обеспечение SCADA NPT Expert, разработанное компанией ООО «ЭнергопромАвтоматизация».

Дискретные сигналы на полевом уровне собираются устройствами NPT microRTU и в виде GOOSE-сообщений передаются по станционной шине на уровень присоединений.

Оцифрованные измеренные величины передаются в коммутаторы шины процесса в виде cообщений Sampled Values (SV).
Система единого времени построена на основе сервера точного времени Meinberg M400/PTP, обеспечивающего высокоточную синхронизацию устройств по ЛВС.

Управление коммутационными аппаратами осуществляется путем передачи команды по цифровым протоколам от РЗА контроллера присоединения к выносному УСО.

Оборудование, установленное в рамках проекта, призвано обеспечить повышение надежности и безо­пасности работы трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, сократить затраты на кабельные вторичные цепи и каналы их прокладки, улучшить электромагнитную совместимость современного оборудования РЗА и АСУ ТП и его вторичных цепей благодаря переходу на оптические связи.

Помимо перечисленных явных достоинств и преимуществ инновационное решение позволит сформулировать основные требования к современным технологиям автоматизации объектов электрогенерации и определить потенциал их развития.

Установленный на Нижегородской ГЭС инновационный комплекс является первым в России промышленным внедрением технологии цифровой подстанции. Реализация комплекса ЦПС на объектах генерации позволяет оценить особенности работы оборудования для разных классов напряжения и обеспечить полный контроль над работой инновационного оборудования. На основе полученной опытным путем информации будут разработаны новые мероприятия и документы для внесения в техническую политику ОАО «РусГидро».