Средства автоматизированных систем диспетчерского управления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Средства автоматизированных систем диспетчерского управления

И.В. Букреев, Т.А. Ишмеев

Аннотация -- в настоящее время в Единой энергосистеме широко применяются микропроцессорные устройства противоаварийной автоматики различного назначения. Большинство применяемых современных микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики отличаются сложностью алгоритмов функционирования, большим количеством пусковых органов и контролируемых параметров. В настоящее время отсутствуют инструменты для автоматизированного контроля соответствия параметров настройки и алгоритмов функционирования устройств противоаварийной автоматики текущей схеме электрической сети, что существенно увеличивает затраты времени на оценку правильности срабатывания (отказа в срабатывании) устройств противоаварийной автоматики диспетчерским персоналом. Проведен анализ возможности и необходимости передачи дополнительных телесигналов от устройств противоаварийной автоматики, возможности использования фиксации текущих параметров настройки и алгоритмов функционирования устройств противоаварийной автоматики в оперативно-информационном комплексе. Определен состав необходимых телесигналов и разработана форма оперативно-информационного комплекса, позволяющая автоматически в режиме реального времени контролировать соответствие параметров настройки и алгоритмов функционирования устройств противоаварийной автоматики текущей схеме электрической сети, а также оценивать правильность работы устройств противоаварийной автоматики при аварийных событиях. Полученные результаты могут быть применены при проектировании энергосистем, устройств противоаварийной автоматики, а также при планировании и ведении режима работы энергосистем.

Ключевые слова -- оперативно-информационный комплекс, телесигнал, форма оперативно-информационного комплекса, фиксация состояния элемента сети, микропроцессорное устройство РЗА.

Automated control of compliance settings, algorithms of emergency control automation devices to the current circuit of an electric network by using the means of the automated systems of dispatching management

I.V. Bukreev, T.A. Ishmeev

Branch of AO "System Operator of Unified Energy System" Regional Dispatch Office of the energy system Republic of Bashkortostan

Ufa, Russian Federation

E-mail: bukreev@rb.so-ups.ru, ishmeev@rb.so-ups.ru

Abstract -- currently, Unified energy system widely used microprocessor control systems for various purposes. Most use modern microprocessor-based emergency control automation devices are complex algorithms, large amount of inrush bodies and controlled parameters. Currently, there are no tools for the automated control of compliance with the settings and algorithms of emergency control automation devices to the current circuit of an electric network, which significantly increases the time for evaluating the appropriateness of triggering (denial of release) emergency control automation devices control personnel. The analysis of the possibility and necessity of the transmission of TV signals from additional devices, emergency automation, usability, fixing the current settings and algorithms of emergency control automation devices in operative-information complex. The composition of essential television and the developed form of the operative-information complex, which allows automatically in real time to monitor compliance settings and algorithms of emergency control automation devices to the current circuit of an electric network, and to assess the correct operation of emergency automation devices during emergency events. The obtained results can be applied in the design of power systems, emergency control automation devices, as well as in planning and working mode of grid power.

Keywords -- operative-information complex, the signal, the shape of the operative-information complex, capturing the state of the network element, the microprocessor device of relay protection and automation.

Введение

Оперативный анализ правильности срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (далее - РЗА), выполненных на электромеханической и микроэлектронной элементной базе, можно осуществлять на основании информации, полученной от оперативного персонала объектов электроэнергетики, на основании полученных в оперативно-информационном комплексе (далее - ОИК) телесигналов о срабатывании устройств РЗА, а также на основании информации, зафиксированной в автономных регистраторах аварийных событий. Вышеуказанные устройства РЗА позволяют передавать в регистраторы аварийных событий и устройства телемеханики только обобщенные сигналы о срабатывании (от выходных реле). Таким образом, для оценки правильности срабатывания (отказа в срабатывании) таких устройств РЗА диспетчерскому персоналу диспетчерского центра (далее - ДЦ) требуются значительные затраты времени (на опрос оперативного персонала объектов электроэнергетики, получение (при наличии технической возможности) и анализ аварийных осциллограмм).

В настоящее время в Единой энергетической системе России широкое применение получили устройства РЗА, в том числе устройства противоаварийной автоматики (далее - ПА), выполненные на микропроцессорной элементной базе. Микропроцессорные устройства РЗА содержат функцию внутреннего осциллографирования и позволяют формировать различные дискретные сигналы о срабатывании определенных алгоритмов (ступеней), необходимые для оценки правильности срабатывания данных устройств РЗА, а также для контроля соответствия их параметров настройки режиму работы электрической сети. Внедрение микропроцессорных устройств РЗА дает возможность поднять на новый уровень объем информации, доступный для оценки правильности срабатывания устройств РЗА, а также для косвенной оценки состояния оборудования, элементов электрической сети.

Большинство применяемых современных микропроцессорных устройств ПА обладают сложными алгоритмами функционирования, использующими большое количество контролируемых параметров. Одной из особенностей применяемых локальных устройств ПА (устройств ПА, формирующих и реализующих противоаварийное управление на основе местной схемно-режимной ситуации [1]) является изменение логики или объема управляющих воздействий в зависимости от включенного (отключенного) состояния элементов электрической сети. Необходимо отметить, что в настоящее время контроль соответствия параметров настройки и алгоритмов функционирования устройств ПА текущей схеме электрической сети осуществляется диспетчерским персоналом ДЦ на основании информации, получаемой от оперативного персонала объектов электроэнергетики (инструменты для автоматизированного контроля отсутствуют), и требует значительных затрат времени.

Алгоритм автоматического контроля соответствия параметров настройки и логики работы устройств ПА текущей схеме электрической сети

Рассмотрим, каким образом можно автоматизировать контроль соответствия параметров настройки, алгоритмов функционирования устройств ПА текущей схеме электрической сети с использованием средств автоматизированных систем диспетчерского управления на примере устройств фиксации отключения линии (далее - ФОЛ), фиксации отключения двух линий (далее - ФОДЛ) и автоматики ограничения перегрузки оборудования (далее - АОПО).

В энергосистеме Республики Башкортостан, в связи с включением в работу новой электростанции (Ново-Салаватской ПГУ), была усовершенствована система ПА юга энергосистемы, а именно:

на транзитной связи 220 кВ ПС 220 кВ Ашкадар - Ново-Салаватская ПГУ - установлены устройства ФОЛ, ФОДЛ, информация с которых используется в устройстве локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (далее - ЛАПНУ) ПС 500 кВ Газовая (ПС 500 кВ Газовая расположена в энергосистеме Оренбургской области), а также в устройстве АОПО ВЛ 220 кВ Кумертауская ТЭЦ - Гелий-3, установленном на Кумертауской ТЭЦ. Все вышеуказанные устройства ФОЛ, ФОДЛ учитывают положение шинных и линейных разъединителей, используемых в логике работы данных устройств, и не требуют никаких дополнительных операций при операциях с разъединителями. Взаимодействие устройств ФОЛ, ФОДЛ и коммутационные аппараты, используемые в логике их работы приведены на Рис. 1;

на четырех объектах электроэнергетики энергосистемы Республики Башкортостан установлены восемь устройств АОПО, в логике которых предусмотрен контроль состояния ВЛ 220 кВ Бекетово - Ашкадар, и, в зависимости от того, включена ВЛ 220 кВ Бекетово - Ашкадар или отключена, предусмотрены управляющие воздействия (в зависимости от того, чем обусловлена перегрузка: транзитным перетоком, либо избытком мощности электростанции).

Для решения задачи автоматизированного контроля предлагается алгоритм, в котором исходными данными являются:

телесигналы положения коммутационных аппаратов, срабатывания устройств ФОЛ, ФОДЛ с объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства ФОЛ, ФОДЛ;

телесигналы о фактическом состоянии влияющих элементов электрической сети от устройств АОПО с объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства АОПО.

диспетчерское управление противоаварийная автоматика

Условные обозначения:

ФОЛ-1 - ФОЛ КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 1;

ФОЛ-2 - ФОЛ КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 2;

ФОДЛ-1 - ФОДЛ комплект № 1 КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 1, КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 2;

ФОДЛ-2 - ФОДЛ комплект № 2 КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 1, КВЛ 220 кВ Ново-Салаватская ПГУ - Ашкадар № 2.

Рис. 1. Взаимодействие устройств ФОЛ, ФОДЛ и коммутационные аппараты, используемые в логике их работы

При этом необходимо отметить, что даже при отсутствии телесигналов о фактически зафиксированном состоянии влияющих элементов электрической сети в конкретных устройствах АОПО (указанные параметры не являются обязательными для ретрансляции в ДЦ АО «СО ЕЭС»), алгоритм позволяет сэкономить временные затраты на оценку правильности работы устройств ПА. Блок-схема предлагаемого алгоритма автоматизированного контроля приведена на Рис. 2.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма автоматизированного контроля

Форма отображения для автоматизированного контроля с использованием ОИК СК-2007

В Филиале АО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ, в ОИК СК-2007 реализован функционал автоматизированного контроля, позволяющий автоматически в режиме реального времени контролировать соответствие параметров настройки и алгоритмов функционирования устройств ПА текущей схеме электрической сети, а также оценивать правильность работы устройств ПА при аварийных событиях. Разработанная форма ОИК учитывает алгоритм функционирования устройств ПА и на основании телесигналов о положении выключателей и разъединителей, с использованием формул дорасчета, определяет необходимость срабатывания устройств ПА. Путем сравнения дорасчетных телесигналов о срабатывании устройств ПА с телесигналами, полученными от устройств ПА с объектов электроэнергетики, ОИК формирует заключение о правильности срабатывания (отказа в срабатывании) устройств ПА. Необходимо отметить, что в современных микропроцессорных устройствах ПА имеется возможность формирования необходимых по условиям работы формы ОИК телесигналов.

Ввиду того, что в настоящее время в ОИК Филиала АО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ отсутствует необходимый объем телесигналов от устройств ПА, обеспечивающий правильное функционирование разработанной формы ОИК, было принято решение процесс внедрения формы ОИК разделить на два этапа. По первому этапу форма ОИК на основании телесигналов о положении выключателей и разъединителей позволяет только определять необходимость срабатывания устройств ПА, например: при поступлении в ОИК телесигналов об отключении линии электропередачи, форма ОИК анализирует полученную информацию и выводит визуальную сигнализацию о том, какие именно устройства фиксации (ФОЛ, ФОДЛ) должны были сработать. Дальнейший анализ осуществляется диспетчерским персоналом путем выяснения информации о срабатывании устройств ПА у оперативного персонала объектов электроэнергетики и сопоставления полученной информации с информацией, приведенной на форме ОИК. В настоящее время первый этап реализован в полном объеме. После реализации второго этапа форма ОИК сможет самостоятельно анализировать правильность срабатывания устройств ПА путем сравнения дорасчетных телесигналов о срабатывании устройств ПА с телесигналами, получаемыми от устройств ПА с объектов электроэнергетики. Реализация второго этапа будет осуществлена после передачи в ОИК Филиала АО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ необходимого объема телесигналов от устройств ПА, обеспечивающего правильное функционирование разработанной формы ОИК.

Визуальное отображение формы ОИК по первому этапу приведено на Рис. 3.

Рис. 3. Визуальное отображение формы ОИК по первому этапу

Выводы

1. Автоматизация контроля соответствия параметров настройки, алгоритмов функционирования устройств ПА текущей схеме электрической сети с использованием средств автоматизированных систем диспетчерского управления позволяет минимизировать затраты времени на оценку правильности срабатывания (отказа в срабатывании) устройств ПА диспетчерским персоналом;

2. Для полной автоматизации в ОИК анализа правильности работы устройств ПА необходимо получать дополнительные телесигналы от устройств ПА о фактически зафиксированном состоянии влияющего элемента электрической сети.

3. В настоящее время реализованная по первому этапу форма ОИК успешно эксплуатируется в ОИК Филиала АО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ.

Список литературы

1. Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 55105-2012 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования».

2. Стандарт ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.001-2011 «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования».

Размещено на Allbest.ru