Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Методы и средства формирования технологических параметров для задач релейной защиты (рз) и противоав арийной автоматики (па) энергосистем . 12
1.1. Характеристика входных информационных процессов в устройствах РЗ и ПА энергосистем 12 1.2. Метод коррекции погрешности измерения комплексных значений векторов токов Алгоритмы формирования технологических параметров для задач РЗ и ПА энергосистем 17
1.4. Программно-технические средства контроллера нижнего уровня (КНУ) для решения задач противоаварийного управления 33
Выводы 41
Глава 2. Методы и средства определения места повреждения линий электропередачи 43
2.1. Методы определения места повреждения линий электропередачи 43
2.2. Определение места повреждения на линиях электропередачи на основе измерения потоков мощности 51
2.3. Микропроцессорные средства определения места повреждения на линиях электропередачи 60
Выводы 78
Глава 3. Методы и средства автоматической ликвидации асинхронных режимов 79
3.1. Принципы выявления асинхронных режимов (АР) 79
3.2. Алгоритмы функционирования устройства типа АЛАР-М 80
3.3. Результаты испытаний АЛАР-М 90
3.4. Опыт эксплуатации устройства АЛАР-М 96
Выводы 100
Глава 4. Реализация задач противоаварийного управления с использованием программно-технических средств 101
4.1. Основные задачи противоаварийного управления 101
4.2. Технические средства программно-технического комплекса автоматической дозировки управляющих воздействий (ПТК АДВ) 104
4.3. Программное обеспечение ПТК АДВ 108
Выводы 125
Заключение
- энергосистем 12 1.2. Метод коррекции погрешности измерения комплексных значений векторов токов
- Программно-технические средства контроллера нижнего уровня (КНУ) для решения задач противоаварийного управления
- Микропроцессорные средства определения места повреждения на линиях электропередачи
- Алгоритмы функционирования устройства типа АЛАР-М
Введение к работе
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Техническая сторона вопросов обеспечения надежности и эффективности функционирования энергосистем приобретает все более актуальное значение. Значительную роль в этом плане играет релейная защита и автоматика энергосистем (РЗА) [1-4], техническое совершенство которых в свою очередь определяются техническим совершенством их составляющих (идеология, элементная база, схемы вторичной коммутации и т.п.). Кроме того, важное значение имеет простота обслуживания устройств релейным и оперативным персоналом.
Анализ существующего состояния устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) в сетях 110- 750 кВ показал следующее.
Значительную часть устройств РЗА (95-97%) составляют электромеханические устройства. Доля микроэлектронных устройств составляет ориентировочно 3-4%, а микропроцессорных устройств практически нет (исключением являются микропроцессорные устройства определения места повреждения и различные системы цифрового осциллографирования). При этом за рубежом ведущими фирмами (ABB, SIEMENS, GEC ALSTHOM и др.) освоение всей номенклатуры аппаратуры РЗА на микроэлектронной базе было завершено в конце 1980-х годов, а в настоящее время осуществляется производство микропроцессорных устройств РЗА нового поколения для электрооборудования напряжением 110 кВ и выше.
В среднем примерно 25% устройств РЗА в рассматриваемых сетях находится в эксплуатации более 20-25 лет, что свидетельствует об их моральном и физическом износе.
Процент правильных срабатываний устройств РЗА за последние годы довольно стабилен и составляет 99,5% [5]. При этом процент неправильных срабатываний растет с ростом класса напряжения сетей и, соответственно, сложности устройств РЗА и, например, для сетей 500-750 кВ составляет в среднем 5%. Поддержание указанного уровня надежности в настоящее время обеспечивается за счет правильного и своевременного выполнения персона 5 лом служб РЗА энергосистем большого объема работ по техническому обслуживанию этих устройств. Однако вследствие низкого качества комплектующих изделий, а также отсутствия широкого внедрения средств автоматической проверки и современных испытательных средств существующие устройства РЗА требуют существенно больших объемов трудозатрат на наладку и техническое обслуживание по сравнению с аналогичными устройствами зарубежного производства. Кроме того, выпуск ряда комплектующих изделий для устройств РЗА (например: осциллографов Н13, УПЗ-70, ДЗ-503 и т.п.) просто отсутствует, что не позволяет осуществлять их необходимое техническое обслуживание и дальнейшую эксплуатацию.
Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм составляет 15-20 лет. Например, фирмы SIEMENS и ABB освоили производство микроэлектронных устройств РЗА по всей номенклатуре до начала 80-х годов, уже к началу 80-х годов приступили к выпуску микропроцессорных устройств РЗА 1 -го поколения, а с начала 1990-х годов начали освоение производства микропроцессорных защит нового поколения, которые по своему принципу построения предполагают их использование в качестве устройств нижнего уровня АСУ электрической части энергообъектов.
Решение вопросов технического совершенства устройств РЗА в современных условиях связано, в первую очередь, с внедрением программируемых (микропроцессорных) технических средств, обладающих расширенной самодиагностикой и неограниченными возможностями интеграции с другими системами [6-9].
В последние годы в энергосистемах РАО «ЕЭС России» для увеличения срока службы дорогостоящего первичного оборудования и его защиты начался процесс внедрения микропроцессорных (МП) устройств релейной защиты (РЗ), изготовленных, в основном, иностранными фирмами (ABB, SIEMENS, GEC ALSTHOM и др.) и ориентированных на реализацию существенно иных, нежели свойственных нашей стране, принципов релейной защиты энергосистем.
Поэтому практика проектирования и внедрения в эксплуатацию таких устройств зачастую связана с проведением дополнительных исследований.
Кроме того, реализация широкого класса задач противоаварийной автоматики (ПА) [10-17] в настоящее время связана с использованием электронной и часто электромеханической аппаратуры АО «ЧЭАЗ», характеризующейся ограниченными функциональными возможностями, недостаточными показателями надежности,, а также повышенными материалоемкостью и энергопотреблением.
С учетом изложенного задачи, связанные с разработкой отечественных микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики и релейной защиты, а также с совершенствованием математического, алгоритмического и программного обеспечения этих устройств, расширяющего их функциональные возможности и учитывающего традиционные особенности электроэнергетических систем России, являются чрезвычайно актуальными.
Цель работы. Целью работы является исследование и разработка методов и средств повышения эффективности функционирования устройств РЗ и ПА электроэнергетических систем на базе микропроцессорной техники.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели в диссертации решаются следующие задачи:
- анализ и исследование характеристик входных информационных процессов в устройствах релейной защиты и противоаварийной автоматики энергосистем;
- разработка метода коррекции погрешности измеряемых комплексных значений векторов токов;
- разработка методов и алгоритмов формирования технологических параметров в микропроцессорных устройствах РЗ и ПА энергосистем;
- разработка программно-технических средств контроллера нижнего уровня (КНУ); - исследование и разработка способа определения места повреждения в
линиях электропередачи на основе измерения потоков мощности различной последовательности;
- анализ программно-технических средств определения места повреждения в линиях электропередачи и обобщение опыта их эксплуатации;
- исследование и разработка принципов выявления асинхронных режимов (АР) в электроэнергетических системах (ЭЭС);
- разработка алгоритма функционирования микропроцессорного устройства автоматики ликвидации асинхронных режимов;
- анализ основных задач противоаварийного управления ЭЭС и разработка технических и программных средств программно-технического комплекса автоматической дозировки управляющих воздействий (ПТК АДВ).
Основные методы научных исследований. Для решения поставленных задач использовались: современные методы математического и физического моделирования, теория электромагнитных переходных процессов в электрических цепях, теория надежности, экспериментальные исследования на цифровых и электродинамических моделях энергосистем.
Теоретические результаты и научная новизна.
1. Разработан метод коррекции сигнала канала измерения тока, содержащего трансформатор тока, позволяющий существенно улучшить линейность передаточной функции канала. Метод базируется на учете гиперболической зависимости погрешностей трансформатора тока в широком диапазоне входных величин.
2. Предложен метод определения величин векторов входных токов и напряжений промышленной частоты на основе дискретного преобразования Фурье с циклической перестановкой коэффициентов, позволяющий существенно уменьшить время реакции рабочих алгоритмов на изменение входного сигнала.
3. Предложены и теоретически обоснованы новые алгоритмы одностороннего определения места повреждения в линиях электропередачи на основе измерения потоков мощности, позволяющие существенно повысить точность определения места повреждения при замыканиях с большим переходным сопротивлением в конце линии и улучшить распознавание вида замыкания.
4. Усовершенствован метод выявления асинхронного режима, основанный на контроле изменения взаимного угла с учетом знака скольжения между эквивалентными генераторами энергосистемы, присоединенными к концам контролируемого участка линии электропередачи.
Достоверность результатов, достигнутых при использовании предложенных в настоящей работе алгоритмов и программно-технических средств, подтверждается успешным опытом эксплуатации во многих энергосистемах микропроцессорных индикаторов расстояния типа МИР, испытаниями и опытом эксплуатации микропроцессорного устройства выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистем (АЛАР-М).
Практическая ценность работы:
1. Разработаны и внедрены в эксплуатацию и в практику проектирования микропроцессорные индикаторы расстояния типа МИР на базе контроллера нижнего уровня (КНУ).
2. Разработаны и внедрены в эксплуатацию и в практику проектирования микропроцессорные устройства автоматики ликвидации асинхронных режимов типа АЛАР-М на базе КНУ.
3. Разработаны и внедрены в эксплуатацию и в практику проектирования программно-технические средства устройства автоматической дозировки управляющих воздействий энергосистем (НТК АДВ).
Реализация результатов работы
Результаты выполненных автором исследований и разработок использованы:
- В ОАО «Институт «Энергосетьпроект» в части проектирования систем ПА с использованием устройств АЛАР-М, ПТК АДВ.
- В Научно-производственном предприятии «Энергоизмеритель», осуществляющем серийный выпуск изделий типа МИР и АЛАР-М. - Во многих энергопредприятиях страны (Кубаньэнерго, Колэнерго,
Карелэнерго, Мосэнерго и других) при многолетней (с 1994г.) эксплуатации микропроцессорных индикаторов расстояния типа МИР.
- В МЭС Северо-Запада при эксплуатации с 2000г. микропроцессорного устройства АЛАР-М (ВЛ 330 кВ Псков-Кингисепп).
- В Санкт-Петербургском институте повышения квалификации Министерства энергетики РФ при обучении эксплуатационного персонала по теме «Определение места повреждения».
Основные положения, выносимые на защиту
1. Метод коррекции сигнала канала измерения тока, содержащего трансформатор тока, позволяющий существенно улучшить линейность передаточной функции канала. Метод базируется на учете гиперболической зависимости погрешностей трансформатора тока в широком диапазоне входных величин.
2. Метод определения величин векторов входных токов и напряжений промышленной частоты на основе дискретного преобразования Фурье с циклической перестановкой коэффициентов, позволяющий существенно уменьшить время реакции рабочих алгоритмов на изменение входного сигнала.
3. Структура программно-технических средств базового микропроцессорного контроллера для решения задач противоавариинои автоматики локального уровня.
4. Методика и алгоритм одностороннего определения места повреждения в линиях электропередачи с двухсторонним питанием на основе измерения симметричных составляющих комплекса полной мощности.
6. Алгоритмы функционирования и структура микропроцессорного устройства автоматики выявления и ликвидации асинхронного режима энергосистемы.
7. Структура реализации управляющих воздействий в программно-техническом комплексе автоматической дозировки управляющих воздействий (ПТК АДВ).
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на: - Научно-технической конференции Чебоксарского Центра РЗА «Релейная защита и автоматическое управление электроэнергетическими системами» (г. Чебоксары, 1997г.).
- Семинарах Санкт-Петербургского института повышения квалификации Министерства энергетики РФ при обучении эксплуатационного персонала по теме «Определение места повреждения» (1998г., 1999г.).
- XIV и XV научно-технических конференциях «Релейная защита и автоматика энергосистем» (г. Москва, ВВЦ, 2000г., 2001г.).
- XXII Сессии семинара ЮРГТУ «Кибернетика электроэнергетических систем» (г. Новочеркасск, 2000г.).
- Научно-практической конференции «Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем в условиях реструктуризации электроэнергетики», посвященной 70-летию ОРЗАУМ института «Энергосетьпроект» (г. Москва, 2001г.)
За разработку микропроцессорного устройства типа АЛАР-М автор награжден золотой медалью ВВЦ на XIV научно-технической конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем 2000».
Публикации
По результатам исследований и разработок опубликовано 9 печатных работ.
Диссертация содержит 169 стр., 33 иллюстрации, состоит из четырех глав, приложений и библиографии.
В первой главе рассмотрены методы и средства формирования технологических параметров для задач РЗ и ПА электроэнергетических систем: характеристика входных информационных процессов в устройствах РЗ и ПА энергосистем; метод коррекции погрешности измерения комплексных значений векторов токов; алгоритмы формирования технологических параметров; принципы формирования, структурная схема, программно-технические средства и технические характеристики контроллера нижнего уровня (КНУ), разработанного под руководством и при непосредственном участии автора. Во второй главе рассмотрены методы и средства определения места повреждения на линиях электропередачи: проанализированы алгоритмы функционирования микропроцессорных устройств определения места повреждения (ОМП) линий электропередачи, предложен и теоретически обоснован новый алгоритм ОМП на основе измерения симметричных составляющих потоков мощности, приведены примеры решения задачи одностороннего определения места повреждения на базе разработанного КНУ, а также данные об опыте эксплуатации с 1994 г. микропроцессорных средств диагностики повреждений линий электропередачи.
В третьей главе рассмотрены методы и средства автоматической ликвидации асинхронных режимов (АР); принципы выявления асинхронных режимов (АР), усовершенствованный алгоритм выявления АР, разработанное при участии автора микропроцессорное устройство автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР-М) на базе КНУ и результаты его испытаний.
В четвертой главе рассмотрены основные задачи противоаварийного управления, приведен пример реализации задачи противоаварийного управления, а именно задачи автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ) энергосистем на базе программно-технического комплекса (ЛТК) «Космотроника-Венец» с использованием разработанных автором блоков устройства связи с объектом (УСО), приведены данные о технических средствах и программном обеспечении этого комплекса.
При формировании материала диссертации наибольшее внимание автор уделил вопросам теории и практики реализации микропроцессорных устройств, прошедших к настоящему времени этапы освоения в серийном производстве и внедрения в эксплуатацию в электроэнергетические системы России.
Метод коррекции погрешности измерения комплексных значений векторов токов
Электрические цепи, используемые для формирования входных аналоговых сигналов, несущих информацию о контролируемых токах, содержат линейные элементы (резисторы, конденсаторы) и нелинейные элементы, каковыми являются трансформаторы тока (ТТ).
Вносимые линейными элементами токовые и угловые погрешности практически не зависят от контролируемого тока и могут быть приняты постоянными, в то время как погрешности ТТ существенно зависят от силы тока [27, 28], причем в широком диапазоне кратностей тока при отсутствии насыщения магнитопровода зависимости токовой и угловой погрешностей ТТ от действующего значения контролируемого первичного тока с достаточной для практики точностью можно аппроксимировать гиперболами общего вида. Такого же вида зависимость пригодна для аппроксимации токовой і"т и угловой 8т и погрешностей всего тракта формирования входных аналоговых сигналов каналов измерения тока її. Обозначая символом «х» действующее значение контролируемого тока и символом «у» погрешность fT и 5у тракта, можно записать аппроксимирующие зависимости fj(Ii) и 5т(Іі) в общем виде: у(х)=- - + к,, (1.6) х+к-, где к], к2, к3 - коэффициенты аппроксимации, подлежащие определению индивидуально для каждого тракта по каждому виду погрешности.
Зависимости вида (1.6), как известно, используются в стандарте ГОСТ 23624-79 «Трансформаторы тока измерительные лабораторные. Общие технические условия» для задания допустимых токовых и угловых погрешностей лабораторных измерительных трансформаторов тока классов точности 0,01-0,2.
В рассматриваемом случае для сокращения объема вычислений целесообразно в качестве аргумента х в выражении (1.6) использовать модуль вектора тока на выходе аналогового тракта, который непосредственно получается в результате аналого-цифрового преобразования и обработки мгновенных значений сигнала.
Введем некоторые обозначения: Іх - 1Х ем - комплексный вектор тока на входе аналогового тракта; її и фі - модуль и аргумент вектора; I2 = 12 eJ Pl - измеренный на выходе аналогового тракта комплексный вектор тока, 12 и ф2 - его модуль и аргумент; пт = Ііном / Ьном - номинальный коэффициент передачи тракта; 1шом Ьном - номинальные действующие значения тока на входе и выходе тракта. fT=——L-l - токовая погрешность тракта, о.е. (1.7) м т = фі - (р2 - угловая погрешность тракта, рад. (1.8) Из определений (1.7) и (1.8) непосредственно следует выражение для компенсации погрешностей тракта: 1,= -1,-nT(l-fT), (1.9) фі = ф2-5т, (1.10) где І2, Ф2 - измеренные значения модуля и аргумента тока на выходе тракта, fr = гт(І2) и 5т = 5т(І2) - токовая и угловая погрешности тракта, определяемые по зависимостям вида (1.6) с коэффициентами аппроксимации, определенными по данным калибровочных испытаний тракта в рабочем диапазоне измерений тока.
Точки измерения значений токов /,, /2 должны быть равномерно распределены по диапазону измерений, в каждой из которых определяются значения токовой и угловой погрешностей тракта.
По этим данным, с использованием в качестве независимой переменной х модуля выходного тока 12, рассчитываются коэффициенты аппроксимации в выражении (1.6). Такие расчеты удобно выполнять методом нелинейной регрессии, например, в среде математической системы MATHCAD. Описанная выше методика позволяет выполнять плавную коррекцию погрешностей, обеспечивая наиболее высокую точность результатов.
Возможны упрощенные способы коррекции с использованием ступенчатой коррекции погрешностей, при которой весь диапазон измерения тока 12 разбивается на два-три поддиапазона, в каждом из которых определяются средние значения погрешностей fT и бт. Эти значения погрешностей и используются для коррекции при измеренном значении Ь из определенного поддиапазона.
Программно-технические средства контроллера нижнего уровня (КНУ) для решения задач противоаварийного управления
В настоящее время реализация широкого класса задач противоаварийной автоматики (ПА), в том числе задач ПА воздушных линий (ВЛ) электропередачи напряжений 110-1150 кВ связана с использованием электронной [36] и часто электромеханической аппаратуры, характеризующейся ограниченными функциональными возможностями, недостаточными показателями надежности, а также повышенными материалоемкостью и энергопотреблением.
По указанным причинам имеется потребность в устройствах ПА ВЛ с существенно расширенными функциональными возможностями, повышающими надежность функционирования энергосистем. Реализация таких устройств связана с внедрением программируемых (микропроцессорных) технических средств, обладающих расширенной самодиагностикой и неограниченными возможностями интеграции с другими системами, в связи с чем институт «Энергосетьпроект» совместно с научно-производственным предприятием «Энергоизмеритель» под руководством и при участии автора выполнил разработку специализированного программируемого базового контроллера нижнего уровня (КНУ) для реализации задач ПА, и в том числе, задач ПА ВЛ [37].
Состав задач ПА ВЛ определяется алгоритмами функционирования пусковых и исполнительных устройств автоматического управления мощностью, традиционно осуществляющими: - фиксацию отключения линии; - фиксацию перегрузки линии или группы линий по активной мощности или по углу между векторами напряжений по концам контролируемого участка электропередачи; - автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН); - автоматическую ликвидацию асинхронного режима (АЛАР); - выполнение функции исполнительного устройства автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ): отключение линии для деления системы.
При формулировании указанных задач нашел отражение многолетний опыт разработок, а также проектирования пусковых устройств ПА института «Энергосетьпроект» и его отделений [38].
Стремление по возможности отказаться от использования высокочастотных каналов связи определило соответствующие тенденции при реализации алгоритмов рассмотренных задач. При этом в задачах фиксации перегрузки, АЛАР целесообразно моделирование вектора удаленного конца электропередачи и использование угла и скольжения для реализации алгоритмов этих задач.
Преимущества фиксации перегрузки по углу и скольжению по сравнению с фиксацией перегрузки по мощности и скорости ее изменения заключается в том, что при нарушении устойчивости угол нарастает (убывает) монотонно, а скольжение характеризуется постоянством знака. В то же время передаваемая мощность в силу существенно нелинейной зависимости от угла в важной области характеристики не может превышать некоторого максимума, после достижения которого она вновь начинает уменьшаться, что связано с изменением знака ее производной.
Технические характеристики контроллера нижнего уровня
Технические средства контроллера (в дальнейшем «устройства») выполняются в виде набора функциональных модулей, а его внешние связи осуществляются через ряд зажимов (клеммник), обеспечивающих подсоединение к ним проводников сечением до 2,5 мм .
Устройство обеспечивает: - ввод токов и напряжений энергообъекта; - формирование требуемого набора технологических параметров в соответствии с назначением устройства (относительная погрешность преобразования аналогового тракта составляет в полосе 40 Гц - 1 кГц не более 0,5%). - ввод дискретных сигналов; - вывод дискретных сигналов в виде "сухого" контакта; - интерфейс "человек-устройство"; - интерфейс связи с верхним уровнем.
Ввод токов и напряжений энергообъекта осуществляется через согласующие трансформаторы тока и напряжения, обеспечивающие гальваническую развязку аппаратуры устройства от первичных трансформаторов тока и напряжения. Цепи переменного тока устройства выдерживают ток 1,11ном длительно, и без повреждения ток до 40 Іном в течение 1 с. Цепи переменного напряжения длительно выдерживают 1,15Шом и кратковременно (в течение 1 с) 1,8UHOM.
В устройстве предусмотрен приём до 8 независимых дискретных сигналов напряжения 220 В с током потребления не более 5 мА и гальванической развязкой 2500 В переменного тока.
Интерфейс "человек-устройство" обеспечен защитой от несанкционированного доступа и осуществляет следующие функции: - ввод и отображение уставок и других параметров настройки; - отображение контролируемых аналоговых величин; - ввод в действие и вывод из действия отдельных функций, выполняемых устройством; - вывод кода неисправности, выявленной средствами внутренней диагностики; - отображение текущего времени. Питание устройства может осуществляться от источника переменного, постоянного или выпрямленного тока напряжением от 85В до 242В с возможностью подключения любого из перечисленных источников (при этом полярность подключения источника постоянного тока не имеет значения).
Микропроцессорные средства определения места повреждения на линиях электропередачи
Важность задачи ОМП в «Кубаньэнерго» усиливается географическими и климатическими условиями эксплуатации линий электропередачи (горные трасы, морской климат, болотистые участки), приводящие к повышенной интенсивности повреждений и затрудняющими отыскание места повреждения. Дня повышения точности и надежности ОМП в «Кубаньэнерго» в течение последних 10 лет реализован ряд технических и организационных мероприятий, описанию которых, а также достигнутых при их помощи результатов посвящен данный раздел [73].
В системе ОМП завершается переход от использования морально и физически устаревших приборов типа ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ФПТ-ФПН, ФИС [59, 61] к микропроцессорным индикаторам типа МФИ-1 [35] (12 приборов введены в 1992 году), МИР-1 (118 приборов введены в эксплуатацию в период с 1993 по 1997 гг.) и цифровым регистраторам РЕМИ и РЕМИ-К (13 устройств введены в эксплуатацию в период с 1997г. по настоящее время) с программами одностороннего и двустороннего ОМП, устанавливаемых, как правило, на опорных подстанциях 110-220кВ с обеих сторон ВЛ и транзитов [73]. Начато внедрение регистраторов РЕМИ-16/12 со встроенной программой ОМП.
В 1998 года приборы МФИ-1 и МИР-1 модернизированы с целью запоминания нескольких КЗ и отстройки от срабатывания при коротком замыкании (КЗ) на низкой стороне (внутри) силовых трансформаторов.
В настоящее время сбор данных, в основном, происходит с участием дежурного персонала. Случаются ошибки при устной телефонной передаче как индицированных на приборе (расстояния, поврежденной фазы), так и дополнительных данных (знаков углов фазных токов и напряжений, тока параллельной линии).
В целях повышения достоверности и оперативности получения аварийной информации диспетчерами центральной диспетчерской службы (ЦДС) энергосистемы и оперативно-диспетчерской службы (ОДС) предприятия электрических сетей внедряется система автоматизированной передачи данных (расстояния, поврежденных фаз, токов и напряжений) от индикаторов типа МИР, работающих совместно с цифровым регистратором-концентратором РЕМИ-К, а также осциллограмм для использования программ ОМП при уточнении места повреждения в случаях сложных повреждений. Такая система позволяет ввести двухуровневый доступ к информации ОМП.
Первый уровень - оперативная информация, получаемая непосредствен но: - для дежурного персонала подстанций и оперативно-выездных бригад (вывод информации на табло прибора или через персональный компьютер на подстанции); - для диспетчеров ОДС и ЦДС (передача по модему). Второй уровень - уточнение данных и более глубокий анализ аварийного процесса на основе осциллограммы и показаний приборов типа МИР, получаемых от регистратора РЕМИ или РЕМИ-К: - для персонала местной службы релейной защиты, автоматики и изме рений (МСРЗАИ) и центральной службы релейной защиты и автоматики (ЦСРЗА).
Для получения информации используется модемная связь и программное обеспечение, поставляемое с цифровым регистратором РЕМИ. Однако развитие этой системы сбора данных тормозится "плохим" качеством используемых каналов ВЧ связи (высокий уровень помех, низкая скорость передачи и т.д.).
В ОАО "Кубаньэнерго" достаточно большое количество приборов с непосредственной фиксацией расстояния в километрах типа МИР, МФИ и ИМФ, и, как правило, дополнительно не требуется специальной обработки показаний. Однако фиксируемые приборами типа МИР (как и у ФИГЛ-1,ФИП-2, ЛИФП) параметры аварийного режима позволяют дополнительно производить уточненный расчет ОМП, используя программные комплексы ОМП ТКЗ-3000 (НТК "Бриз" г. Новосибирск) , V-VI-50TT2 (института электродинамики (ИЭД) АН Украины, г. Киев), а также программу для двустороннего ОМП Vectroid. Разработанная Рижским Техническим Университетом (РТУ) программа Vectroid основана на использовании токов и напряжений обратной последовательности, вычисляемых автоматически по показаниям индикаторов МИР и МФИ, что дает возможность учитывать сложную конфигурацию сети (наличие отпаечных подстанций, влияние взаимоиндукции и т.д.). Каждый случай КЗ и работы (или несрабатывания) индикаторов МИР анализируется с помощью названных программ.
Алгоритмы функционирования устройства типа АЛАР-М
Возникающий при нарушении устойчивости асинхронный режим (АР) представляет в общем случае серьезную опасность для энергосистемы в плане возможного развития аварии и обесточивания большого числа потребителей [11, 76]. В практике работы энергосистем имело место большое числе аварий, причиной которых являлся непрекращающийся или своевременно не ликвидированный АР. Поэтому к надежности и эффективности устройства автоматической ликвидации АР (АЛАР) предъявляются высокие требования, причем, наличие сколь угодно развитых систем противоаварийной автоматики (ПА) не снижает этих требований [76, 77].
К сожалению, ограниченные возможности и несовершенство традиционной аппаратуры АЛАР в большой мере ограничивают технические показатели этих устройств. Так, для используемых до настоящего времени устройств АЛАР характерны следующие недостатки [76,78,79]:
1. Невозможность выявления АР ранее момента наступления максимального значения критического угла.
2. Невозможность фиксации АР при большом скольжении (в наиболее тяжелом случае этого режима.), связанная с ограниченным быстродействием электромеханических реле, сравнимым с возможной длительностью АР, а также несовершенным способом выявления нарушения устойчивости на первом цикле асинхронного хода.
3. Сложность и недостаточная надежность согласования статических и динамических характеристик срабатывания разнотипных реле (тока, сопротивления, мощности), приводящие к отказу устройства АЛАР в некоторых возможных схемах сети, наиболее вероятному при повышенных скольжениях в АР.
Указанные недостатки могут быть в большой мере устранены при переходе на прямые, а не косвенные, как это имеет место в традиционных уст ройствах АЛАР принципы - контроль угла и скольжения для выявления и ликвидации АР. Частично решение рассматриваемых задач предложено в [80, 81].
Реализация устройства АЛАР-М на основе контроллера нижнего уровня (КНУ), разработанного автором в рамках данной работы [82], позволяет повысить эффективность его функционирования. При этом удалось решить две взаимосвязанные задачи: - создать вычислительную систему, способную обрабатывать в темпе реального времени контролируемые сигналы (токи и напряжения) и принимать решения о рациональных воздействиях на энергосистему; - реализовать более сложные и эффективные по сравнению с традиционными алгоритмы и программы распознавания асинхронного режима или угрозы его возникновения.
Асинхронные режимы (АР) являются одними из наиболее опасных режимов электроэнергетических систем сложной структуры, характерной для ЕЭС России. В настоящее время в работах Энергосетьпроект, ВНИИЭ и других организаций достаточно подробно изучены процессы двухмашинного АР и в энергосистемах эксплуатируются тысячи устройств выявления и ликвидации АР (АЛАР). Вместе с тем, для предотвращения ложных срабатываний устройств АЛАР из-за их малой адаптивности к изменениям схем и режимов работы энергосистем часть АЛАР выведена из работы. Кроме того, практически отсутствуют устройства, способные выявлять и ликвидировать многомашинные АР. Задача создания новых методов и устройств АЛАР продолжает оставаться чрезвычайно актуальной.
АЛГОРИТМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ УСТРОЙСТВА ТИПА АЛАР-М
Микропроцессорное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима АЛАР-М, разработанное при участии автора в ОАО «Институт «Энергосетьпроект», предназначено для автоматического выявления и лик 1 видации асинхронных режимов в электрических сетях напряжения от 110 кВ и выше [82]. АЛАР-М выполнен на основе микропроцессора Intel 196, размеры устройства -269x210x132 мм3.
Принцип действия устройства базируется на использовании алгоритма распознавания двухмашинного асинхронного режима (АР) и выявления наличия электрического центра качаний (ЭЦК) на контролируемом участке электроэнергетической системы (ЭЭС) и реализует технические возможности прогнозирования развития асинхронного процесса на основе граничных фазовых траекторий «угол - скольжение» [81, 83]. Алгоритм построен на расчетном определении векторов напряжений и углов между ними в четырех узлах ЭЭС, два из которых связаны с точками приложения ЭДС эквивалентных генераторов, а два других - с узлами, ограничивающими контролируемую зону. Расчет векторов напряжений в узлах приложения эквивалентных ЭДС и контролируемых узлах ЭЭС осуществляется в реальном времени на основе использования векторов прямых последовательностей измеряемых токов и напряжений в месте установки устройства и набора эквивалентных сопротивлений электропередачи. Одновременно с фиксацией углов между векторами эквивалентных ЭДС устройство фиксирует знак скольжения асинхронно движущихся частей энергосистемы.
Функциональными особенностями работы устройства являются: - непосредственное определение углов между векторами ЭДС эквивалентных генераторов двухмашинной энергосистемы и использование для выявления АР угла электропередачи 5, являющегося параметром второй формы критерия устойчивости Горева [84]; - селективность действия, основанная на выявлении попадания ЭЦК в контролируемую устройством зону электропередачи при фиксации наличия АР в ЭЭС.
