Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ методов контроля изоляции и условий их реализуемости 7
1.1. Методы упреждающего контроля состояния изоляции 7
1.1.1. Электрические методы 7
1.1.2. Неэлектрические методы 15
1.2. Характеристики входных сигналов устройств защиты и измерительных преобразователей 16
1.2.1. Спектральный анализ входных сигналов устройств защиты . 17
1.2.2. Требования к частотному диапазону устройств защиты 28
1.2.3. Исследование частотных характеристик ТТНП 31
Выводы 36
2. Коммутационный метод контроля состояния изоляции сети 37
2.1. Разработка математической модели коммутационного метода контроля изоляции 38
2.2. Определение эквивалентного сопротивления изоляции контролируемой сети 59
2.3. Определение места возникновения повреждения в контролируемой сети 60
2.4. Оценка предельных возможностей коммутационного метода 66
Выводы 69
3. Исследование процессов контроля состояния изоляции в условиях стационарных и переходных режимов работы защищаемой электрической сети 70
3.1. Разработка математической модели защищаемой сети с учётом распределённой ёмкости изоляции присоединений 70
3.2. Определение повреждённого присоединения в условиях значительных ёмкостных токов замыкания на землю 76
3.3. Схемотехническое моделирование процессов контроля состояния изоляции 78
3.4. Физическое моделирование процессов контроля 82
Выводы 84
4. Разработка и исследование микроэлектронного устройства контроля изоляции 85
4.1. Базовый алгоритм функционирования и обобщённая структурная схема устройства контроля 85
4.2. Разработка средств сопряжения устройства защиты с АСУ защищаемого объекта 86
4.2.1. Общая характеристика архитектуры АСУ электроэнергетического объекта 86
4.2.2. Средства внутрисистемной связи АСУ 93
4.2.3. Характеристика программного обеспечения АСУ 100
4.2.4. Позиционирование разрабатываемого устройства защиты в системе АСУ 102
4.3. Распределённая микропроцессорная система контроля 103
4.4. Система контроля на базе промышленного компьютера 106
4.4.1. Разработка алгоритмов действия устройства контроля 106
4.4.2. Характеристика используемого УСО 107
4.4.3. Исполнение высоковольтного блока 108
4.4.4. Организация связи с первичными преобразователями сигналов и исполнительными устройствами 109
4.4.5. Разработка ФНЧ на входе АЦП 110
4.4.6. Разработка управляющей программы 113
4.5. Обеспечение электромагнитной совместимости разрабатываемого устройства 115
4.6. Исследование устройства в лабораторных условиях и в действующей реальной электрической сети 116
Выводы 119
Заключение 120
Список литературы
- Характеристики входных сигналов устройств защиты и измерительных преобразователей
- Определение эквивалентного сопротивления изоляции контролируемой сети
- Определение повреждённого присоединения в условиях значительных ёмкостных токов замыкания на землю
- Общая характеристика архитектуры АСУ электроэнергетического объекта
Введение к работе
Повышение интенсивности возникновения повреждений в энергосистемах в условиях, когда качество электроснабжения во многом определяет уязвимость жизнеобеспечения общества, приводит к угрожающему росту вероятности их развития в тяжёлые аварии с катастрофическими последствиями. Преобладающим видом повреждений в сетях 6-10кВ с изолированной нейтралью являются однофазные замыкания на землю (033). Доля 033 составляет более 75% от общего числа повреждений [1]. Приблизительно каждое третье ОЗЗ впоследствии переходит в междуфазное короткое замыкание, что может приводить не только к техническим нарушениям электроснабжения, но и к возмущениям, способным нарушить управление процессами в энергосистемах.
Традиционные защиты от 033 реагируют на свершившийся факт замыкания и не позволяют с достаточной степенью точности определить место возникновения повреждения. Осуществляемое при этом экстренное отключение повреждённого участка сети не всегда является эффективной мерой сохранения требуемой степени надёжности энергосистемы, так как неожиданный перерыв поставки электроэнергии может приводить не только к огромным материальным убыткам, но и к социальным потрясениям.
Исключить возможность внезапного повреждения изоляции из-за её износа и обеспечить тем самым возможность предотвращения развития более тяжёлых аварий можно осуществляя непрерывный контроль состояния изоляции. Для этих целей необходимы пересмотр требований к системам защиты, разработка новых методов контроля состояния энергосистем и создание технических средств защиты на современной микроэлектронной базе, обеспечивающих существенное расширение их функциональных возможностей в части предупредительного действия с установлением места возникновения развивающегося повреждения.
В этой связи совершенствование защит электрических сетей 6-Ю кВ от однофазных замыканий на землю играет существенную роль в обеспечении необходимой надёжности электроснабжения и представляет собой крупную и актуальную научно-техническую задачу.
Цель работы заключается в разработке и реализации новой высокоэффективной защиты электрических сетей 6-Ю кВ с изолированной нейтралью, обладающей свойствами предупредительного действия и предназначенной
для работы в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергетических объектов.
В работе решаются следующие основные научно-технические задачи:
Разработка более точной математической модели защищаемой сети и получение на её основе уточнённых выражений для контролируемых и оцениваемых по принципу прогнозирования параметров изоляции, включая характеризующие место внезапно возникшего повреждения.
Учёт ёмкостной составляющей тока утечки, всегда имеющей место в реальных сетях с изолированной нейтралью.
Оценка предельных возможностей метода контроля состояния изоляции.
Создание алгоритмов действия устройства защиты и разработка на их основе действующего программного обеспечения.
Разработка требований к средствам сопряжения микроэлектронных систем защиты с защищаемыми объектами и АСУ ТП электроэнергетического предприятия, а также самих средств сопряжения.
Разработка опытного образца устройства защиты и всесторонние его испытания.
В первой главе диссертации проведён анализ традиционных методов контроля состояния изоляции, на основе отмеченных методов спектрального оценивания дана характеристика используемых для целей релейной защиты сигналов, экспериментальными методами исследованы частотные характеристики наиболее распространённых первичных преобразователей сигналов -трансформаторов тока нулевой последовательности. Отмечена необходимость пересмотра требований к традиционным средствам защиты с учётом возможности заблаговременного предупреждения аварийных ситуаций на основе функций прогнозирования.
Во второй главе рассмотрен коммутационный метод контроля состояния изоляции сети 6-10 кВ с изолированной нейтралью. Показано, что использование метода позволяет осуществлять на работающем оборудовании непрерывный контроль эквивалентного сопротивления всей защищаемой сети относительно сети. При снижении сопротивления становится возможным принятие мер по предотвращению возможных аварий, а при внезапных однофазных замыканиях на землю - нахождение повреждённого присоединения, идентификация способа соединения обмоток повреждённого оборудования, выявление повреждённой обмотки и оценка места расположения повреждения внутри неё. Исследованы предельные возможности метода.
Третья глава посвящена исследованию работы предложенного метода контроля как в стационарных режимах, так и в условиях значительных ёмкостных токов замыкания на землю и связанных с этим переходных процессов в защищаемой электрической сети. Предложена методика более точного измерения активного сопротивления изоляции, а также определения её распределённой ёмкости. Осуществлено схемотехническое (компьютерное) и физическое (на основе специально разработанной физической модели электрической сети) моделирование процессов контроля состояния изоляции предложенным методом. Показано, что использование метода не изменяет нормальных условий работы защищаемой электрической сети.
Четвёртая, заключительная, глава посвящена разработке и исследованию устройства контроля изоляции на базе промышленного компьютера и отдельных его узлов. Решена проблема сопряжения разрабатываемого устройства с АСУ ТП электроэнергетических объектов. Предложены алгоритмы контроля состояния изоляции и на их основе разработано действующее программное обеспечение. Проведены исследования опытного образца устройства на физической модели защищаемой сети и в условиях действующей реальной электрической сети.
Широкое внедрение результатов работы позволит повысить надёжность работы энергосистемы, снизить затраты на ремонт и эксплуатацию основного оборудования энергетических объектов.
Характеристики входных сигналов устройств защиты и измерительных преобразователей
При разработке устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) необходимо учитывать возможный диапазон изменения по частоте сигналов, поступающих на вход таких устройств. Для систем РЗА входными сигналами как правило являются изменяющиеся во времени вторичные токи и напряжения трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН) соответственно. В реальных условиях такие сигналы содержат не только полезную составляющую, но также и некую шумовую. Последняя может быть обусловлена несовершенством преобразователя (методологическим или конструктивным), воздействием реальных шумов и помех, а кроме того ограниченным набором анализируемых - действительно информативных - параметров сигнала в каждом конкретном случае.
Очень важно учитывать частотный диапазон анализируемых сигналов при выполнении нелинейных операций обработки (таких, как дискретизация по времени), что особенно актуально в связи с практикой широкого внедрения микроэлектронных (цифровых) систем.
Спектральный анализ входных сигналов устройств защиты Аналитическое определение частотного диапазона сигналов, подлежащих обработке, затруднено. Это объясняется тем, что для ряда преобразователей, сигнал с которых необходимо анализировать, нормируются только отдельные параметры, определяющие передаточную функцию. Такая ситуация характерна, к примеру, для промышленных трансформаторов тока нулевой последовательности (ТТНП). В таких случаях может оказаться целесообразным предварительный спектральный анализ реальных сигналов, полученных в различных режимах работы технологического оборудования.
Спектром сигнала принято называть функцию, показывающую зависимость интенсивности различных гармоник, составляющих рассматриваемый сигнал, от частоты этих гармоник [6]. Определение спектра связано с понятиями ряда и интеграла Фурье. Ряд Фурье позволяет представить периодическую функцию суммой бесконечного числа периодических же составляющих (синусоид с частотами, имеющими дискретные значения); интеграл Фурье позволяет представить непериодическую функцию суммой периодических составляющих (синусоид с непрерывной последовательностью частот) [7]. Это значит, что спектр периодического сигнала (зависимость коэффициентов ряда Фурье от соответствующих им частот гармонических составляющих) является дискретным (линейчатым) и гармоническим, а спектр непериодического сигнала, представляющий собой обратное преобразование Фурье этого сигнала: является непрерывным (сплошным). Дискретный спектр имеет размерность соответствующего периодического сигнала, размерность непрерывного спектра представляет собой отношение размерностей непериодического сигнала и частоты [6], поэтому непрерывный спектр терминологически правильней называть спектральной плотностью. Когда это не оговорено особо, под спектром понимают спектр амплитуд: SA (/) = \S(f)\.
Практический интерес представляют, как правило, такие параметры сигнала, как энергия и мощность. Выражения спектральной плотности энер гии и спектральной плотности мощности (СПМ, энергетический спектр) соответственно имеют вид: SE(f) = S(f)S(f) = \S(ff; (1.2) « ,n-sE(n S(f)S(f) \S(ff bpU)- = — = .. Ci-3) Л/ At At где S(f) и S(f) - комплексно-сопряжённые функции (спектры), At - промежуток времени, на котором сигнал имеет ненулевое значение. Связь между энергией сигнала и энергией его спектра устанавливает равенство Парсеваля: оо оо j«p2(/)rff= \\S{ffdf. (1.4) —оо —оо
Из (1.4) следует, что для определения энергии сигнала можно интегрировать квадрат модуля спектральной плотности по всему диапазону частот [6].
Реальные сигналы имеют конечную длительность. Однако важнее то, что ограничено время их наблюдения. Поэтому необходимо использовать понятие текущего спектра [6]: St(f)= (x)e-J2 dx, (1.5) О где 0 и t соответствуют начальному и конечному (текущему) времени наблюдения за анализируемым сигналом. Переходя от бесконечно длительного во времени процесса (1.1) к конечному (1.5) можно наблюдать увеличение протяжённости соответствующего процессу спектра. В предельном случае - когда сигнал представляет собой бесконечно короткий импульс - спектр имеет бесконечную протяжённость и равномерную плотность [7].
Конечное значение времени t фактически предполагает использование прямоугольного «окна» наблюдения за сигналом, другими словами при этом осуществляется умножение реального сигнала на функцию прямоугольного импульса, имеющего единичное значение на интервале [0, t] и нулевое значение за пределами этого интервала (рис. 1.3, а). Операции умножения функций ер і (0 и (р 2 (О в0 временной области соответствует операция свёртки их спектров S\(f) и Siif) в частотной: 00 і СО Ф1(0Ф2(0 \ n(t)42«)e j2%ft dt = — jSlif)S2(y -f) df. (1.6)
Участвуя в операции свёртки спектр окна Sjif) меняет своё направление на противоположное и сдвигается вдоль оси частот. Очевидно, что в идеальном случае спектр временного «окна» должен иметь вид бесконечно короткого импульса (дельта-функции). Однако спектр прямоугольного окна (рис. 1.3,6) имеет относительно широкий центральный пик, а также дополнительные боковые лепестки. Это означает, что вследствие ограниченного времени наблюдения за анализируемым сигналом, практически полученный его спектр будет искажён.
Определение эквивалентного сопротивления изоляции контролируемой сети
Для определения активного сопротивления изоляции согласно полученным ранее выражениям теоретически может быть использована либо постоянная составляющая, либо любая гармоническая составляющая, начиная с третьей. Практически же использование высших гармонических составляющих ограничено точностью измерения их параметров во-первых, вследствие уменьшения их амплитуд (в случае использования цифровых систем возникает погрешность, обусловленная ограниченной разрядной сеткой АЦП); во-вторых, вследствие уменьшения количества отсчётов, приходящихся на период высшей гармонической составляющей в системах с АЦП (погрешность, обусловленная ограниченной частотой дискретизации).
Расчёт активного сопротивления изоляции по известному уровню постоянной составляющей тока утечки (2.18) может быть выполнен следующим образом: Кю—Г-Vm р р 7 ТТ» Ш ( } 271 к\+к2 ЦУТ)0 к\+к2
При передаче сигнала с шунта в устройство защиты (см. рис. 2.1) необходимо обеспечить гальваническую развязку последнего с высоковольтной защищаемой сетью. При этом могут возникнуть сложности в обеспечении развязки по постоянной составляющей. В этом случае для определения активного сопротивления изоляции может быть использована третья гармоническая составляющая тока утечки (2.21): 871 С/(УГ)3 +i?2
Так как в выражении для постоянной составляющей тока утечки (2.18) фигурирует разность ограничительных сопротивлений, а в выражении для амплитуды третьей гармоники (2.21) - их сумма (другими словами, при прочих равных условиях амплитуда третьей гармоники больше уровня постоянной составляющей), использование третьей гармонической составляющей для определения активного сопротивления изоляции предпочтительнее, если выполняется условие: 22ІЛ 1±& 1 _ й] 5 (2.51) (УТ)0 4 Щ-Я2 3 т.е. если величина первого ограничительного сопротивления превышает величину второго ограничительного сопротивления не более чем на 66,7 %. Далее будет показано, что это условие при правильно выбранных R\ и Rj будет выполняться всегда. Представленные ранее графики (см. рис. 2.8 и рис. 2.10) получены для случая, когда значение первого ограничительного сопротивления на 15 % превышает значение второго ограничительного сопротивления; как следствие амплитуда третьей гармоники превышает величину постоянной составляющей в 3,6 раза.
Определение места возникновения повреждения в контролируемой сети
Определение места повреждения (ОМП) должно включать в себя обнаружение повреждённого присоединения и схемы соединения его обмоток (повреждённых), определение самой повреждённой обмотки, а также оценку удалённости места повреждения от места установки устройства защиты.
Определение коэффициента удалённости места повреждения для обмоток, соединённых по схеме звезды, возможно на основании выражения для первой гармонической составляющей (2.19): + Rm + RH3 и т CW (2-52) Rl+R2 j
Кроме того, расчёт коэффициента удалённости места повреждения может быть произведён не непосредственно по амплитуде первой гармонической составляющей, а по отношению последней к постоянной составляющей /отношение (2.19) к (2.18) /: a=1.M fW; (2.53) 2 я R\+R2 1(ут)о либо к амплитуде третьей гармоники /отношение (2.19) к (2.21) /: в = 1.Ь/3 2ПІ, (2.54) 8тї С (УГ)3 поскольку для определения сопротивления изоляции один из этих параметров всё равно должен быть измерен. Это даёт возможность упростить расчётные выражения и не использовать в них ни активное сопротивление изоляции Rtf3 (рассчитанное устройством защиты с ограниченной точностью), ни амплитудное значение фазной э.д.с. Um (которое, вообще говоря, может изменяться). Использование выражения (2.54) предпочтительнее, так как в него не входят также и величины ограничительных сопротивлений ify и /
Возможность определения повреждённой фазы для обмоток, соединённых по схеме звезды, следует непосредственно из выражений для начальных фазовых углов первой гармонической составляющей тока утечки (2.20), (2.45) и (2.46). На практике удобнее измерять фазовый сдвиг между выделяемой из тока утечки первой гармоникой и каким-либо опорным сигналом, «привязанным» по параметрам к контролируемой сети. В качестве такого сигнала удобно использовать э.д.с. фазы А (или любой другой фазы). Способ определения повреждённой обмотки следует из рассмотрения векторных диаграмм для трёх возможных вариантов повреждения (повреждения фаз А, В и С; рис. 2.11, а-в). Фазовый сдвиг на диаграммах измеряется между вектором э.д.с. фазы А и вектором напряжения нулевой последовательности UQ (его первой гармонической составляющей). Поскольку рассматривается случай, когда сопротивление изоляции носит чисто активный характер, первая гармоника тока нулевой последовательности, очевидно, будет совпадать по фазе с первой гармоникой напряжения нулевой последовательности, т.е. Рис. 2.11. Векторные диаграммы действующих в защищаемой сети э.д.с. и напряжений g фактически будет измеряться фазовый сдвиг между э.д.с. фазы А и первой гармоникой тока утечки.
Наблюдаемые отличия выражений (2.45), (2.46) и (2.20) от соответствующих углов, показанных на рис. 2.11, а-в, объясняются тем, что во-первых, указанные выражения используют начальные фазовые углы, а не фазовые сдвиги относительно э.д.с. фазы А (последнюю необходимо представить в виде функции косинуса, т.е. из начального фазового сдвига необходимо вычесть 90); во-вторых, выражение (2.5), согласно которому данные фазовые сдвиги были определены, содержит функцию арктангенса, т.е. не учитывает действительный период (2%) выделенной (в виде функции косинуса) первой гармоники тока утечки.
Определение повреждённого присоединения в условиях значительных ёмкостных токов замыкания на землю
Схемотехническое моделирование является важным предварительным этапом испытаний разрабатываемых устройств, так как без существенных материальных и временных затрат позволяет достаточно точно проанализировать реакцию устройства на самые разнообразные возмущающие факторы. Фактически схемотехническое моделирование является разновидностью математического и основано на представлении реальных электронных компонентов их идеализированными моделями, как правило, существенно более точными, чем при традиционном математическом моделировании.
Современные EDA-системы (Electronic Design Automation - автоматизация проектирования электронных приборов и устройств; САПР электроники) позволяют осуществлять ввод проекта в редакторе принципиальных схем (т.е. схемотехнически - отсюда и название метода моделирования); список соединений, необходимый для работы программ моделирования, генерируется автоматически, что, впрочем, не исключает возможности его модификации с целью использования специфических возможностей моделирования.
Необходимо отметить, что EDA-системы объединяют целый комплекс программных средств, предназначенных для ввода электрических схем, их моделирования и оптимизации, разработки и (полу)автоматической трассировки многослойных печатных плат, выпуска соответствующей технической документации на всех стадиях проектирования. В настоящее время наблюдается тенденция к созданию т.н. систем сквозного проектирования, в которых изменения, осуществляемые на последующих стадиях проектирования, отражаются и на всех предыдущих (например, система DesignLab 8.0 корпорации MicroSim).
К основным программным продуктам с точки зрения моделирования электронных устройств можно отнести [37]: - программу MicroCap 6, производства компании Spectrum Software; - программу Electronic Workbench (Interactive Image Technologies); - программу CircuitMaker (Protel); - модуль SIM 99 SE, входящий в состав P-CAD 2001 и Protel 99 SE; - программу PSpice A/D (MicroSim I Cadence); - программу View Analog (ViewLogic I Innoveda).
Три первых перечисленных программных продукта относятся к категории т.н. «лёгких» САПР, предназначенных для решения несложных задач и обучения.
Практически во всех перечисленных программах вычислительное ядро основано на алгоритмах SPICE (Simulation Program with Integrated Circuit Emphasis), разработанных в начале 70-х гг. в университете Беркли (США). С позиций моделирования аналоговых устройств программы разных производителей отличаются очень незначительно, имея некоторые несущественные дополнительные возможности и, конечно, различные графические интерфейсы.
Для моделирования процессов контроля изоляции в исследованиях использован PSpice A/D (версия 9.2), входящий в настоящее время в состав EDA-системы OrCad 9.2 (Cadence Design Systems, Inc). Ввод электрических схем осуществлялся при помощи редактора принципиальных схем PSpice Schematics 9.2. Ранее оба программных продукта входили в состав Design-Lab 8.0 (MicroSim) [38].
Обобщённая моделируемая схема замещения сети 6 кВ с двумя присоединениями (обведены пунктиром) с элементами устройства защиты в том виде, какой она имеет в схемном редакторе PSpice Schematics, представлена на рис. П5.1 (Приложение 5). Система междуфазных напряжений 6 кВ образована тремя идеальными источниками переменной э.д.с. El, Е2 и ЕЗ с амплитудой 5150В (источники соединены по схеме звезды). Значения ограничительных сопротивлений R1 и R2 выбраны из условия максимально допустимого режима смещения нейтрали. Сопротивление шунта принято равным одному Ому. Нагрузка, обмотки которой соединены по схеме звезды, расположена сверху справа; по схеме треугольника - справа внизу. Каждая обмотка (фаза) нагрузок представлена тремя активно-индуктивными ячейками, сосредоточенные элементы которых замещают соответствующие распределенные параметры реальных присоединений. Каждая ячейка образована идеальной индуктивностью и активным сопротивлением соответствующей части обмотки, а также активным сопротивлением этой части обмотки относительно земли. Величина последнего выбрана равным 1 ГОм. Поскольку коммутационный метод не накладывает ограничения на значения индуктивностей и активных сопротивлений обмоток, они могут быть выбраны достаточно произвольно; для целей моделирования использованы данные о параметрах первичных обмоток трансформаторов напряжения нулевой последовательности [14].
С целью обеспечения возможности корректного сопоставления результатов схемотехнического моделирования с данными математического моделирования (см. табл. П4.2 и табл. П4.3, Приложение 4) целесообразно воспроизвести условия замыканий на землю: точки, при 033 в которых проводилось моделирование, условно обозначены на рис. П5.1 в виде ключей. Наблюдаемым результатом моделирования являлись ток утечки (ток в шунте; обозначен «», нижний график), несинусоидальные э.д.с. (еп, «V»; еь «Д»; верхний график) и э.д.с. фазы А («», верхний график).
Рис. П5.2 (Приложение 5) иллюстрирует процесс замыкания на землю вывода фазы С нагрузки, обмотки которой соединены по схеме звезды (а = 0). Форма графиков несинусоидальных э.д.с. соответствует непосредственному замыканию на землю одной из фаз. О том, что повреждена именно фаза С, позволяет судить фазовый сдвиг между э.д.с. фазы А и первой гармоникой тока утечки (визуально отставание первой гармоники тока утечки от if.fl э.д.с. фазы А составляет Аф «(8,3 - 5) = 59,4).
Для более точного определения фазового сдвига и уровня постоянной составляющей для всех случаев моделируемых повреждений числовые данные о токе утечки и э.д.с. фазы А, полученные в ходе процесса моделирования программой PSpice и сохранённые в виде текстовых файлов, были обработаны в системе MATLAB 6.0 [39]. Обработка заключалась в выделении постоянной и первой гармонической составляющих тока утечки, а также первой гармонической составляющей э.д.с. фазы А (для обеспечения возможности измерения фазового сдвига) непосредственно по формулам (2.2) - (2.5) ряда Фурье с использованием методов численного интегрирования (метод трапеций). Результаты обработки данных моделирования 033 в «звезде» (фаза С, 1 2 а = О, -, — и 1)ив «треугольнике» (катушка ВС, те же значения а), сведены в табл. 5.1 (Приложение 5). Для удобства э.д.с. фазы А на представленных графиках имеет ту же амплитуду, что и первая гармоника тока утечки.
Общая характеристика архитектуры АСУ электроэнергетического объекта
Электрическая часть электроэнергетического объекта (электростанции) представляет собой чрезвычайно ёмкую систему, имеющую множество специфических задач, основными их которых являются [47]: контроль режима работы и дистанционное управление электрооборудованием; релейная защита и автоматика и анализ действия соответствующих устройств; диагностика генераторов (а также их систем возбуждения и охлаждения), транс 87 форматоров, выключателей, токопроводов, двигателей собственных нужд; централизованное ведение режима по частоте и активной мощности, по напряжению и реактивной мощности; контроль токов замыкания на землю; контроль системы оперативного тока; регистрация аварийных состояний с осциллографированием переходных электромагнитных и электромеханических процессов; учёт электроэнергии; ведение оперативной документации и т.д. Эффективное решение этих задач возможно только с использованием автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Современные системы управления строятся по объектному принципу: каждый уровень АСУ ТП соответствует некоторому уровню объекта управления, а каждому элементу АСУ ТП - один или несколько элементов (функций) данного уровня объекта. Объектный принцип позволяет упростить проектирование и модернизацию систем управления, обеспечить их структурную надёжность. Однако в настоящее время темпы автоматизации системы управления электрической частью станций отстают не только от промышленных предприятий но и от АСУ тепловой части самих ТЭС [47]. Существующие различия во временных характеристиках процессов (для электрической части станций требования к быстродействию системы значительно более жёсткие), а также по подключению устройств связи с объектом (необходимо контролировать аналоговые сигналы с измерительных трансформаторов тока и напряжения, весьма значительно меняющиеся по уровню в аварийных режимах, особенно учитывая возможность насыщения магнито-проводов генераторов [48]) не позволяют использовать готовые решения. Как следствие, выбор полнофункциональных программно-технических комплексов (ПТК) контроля и управления электрической частью станций ограничен. Фактически на европейских рынках доминируют системы лишь четырёх фирм-производителей: ASEA Brown Bovery (ABB, ПТК S.P.I.D.E.R.), Siemens (ПТК Teleperm LSA), GEC Alsthom и Merlin Gerin (концерн Schneider Group) [45]. Стоимость предлагаемого ими оборудования достаточно велика и обусловлена широкой функциональностью. В то же время функциональные возможности таких ПТК часто используются весьма незначительно. Кроме того, предлагаемые средства не позволяют решить весь круг задач АСУ ТП электрической части станций, так как заложенные в них принципы основаны на «чужих» требованиях и стандартах. Это вынуждает искать альтернативные решения построения АСУ, при этом для того, чтобы предвидеть и предупреждать возможные ошибки проектирования, необходимо использовать богатый опыт автоматизации производственных объектов и тепловой части ТЭС.
Традиционный подход предполагает наличие в системе АСУ ТП двух укрупнённых уровней [49]. На нижнем уровне расположены контроллеры, обеспечивающие первичную обработку информации, поступающей непосредственно от элементов объекта управления. На верхнем уровне размещены мощные компьютеры, выполняющие функции серверов баз данных и рабочих станций и обеспечивающие анализ, хранение и визуализацию поступившей информации, а также взаимодействие с оператором. Выделение в системе управления двух уровней связано с концепцией построения т.н. информационной пирамиды, в соответствии с которой больший объём информации циркулирует на низшем уровне системы. Такой подход хотя и является наиболее универсальным, всё же не даёт полного представления о структурном составе системы управления. Для лучшего понимания распределённого принципа управления целесообразно выделение в системе АСУ ТП по меньшей мере четырёх уровней.
Низший уровень системы управления составляют непосредственно первичные преобразователи сигналов (измерительные трансформаторы тока и напряжения, концевые выключатели и другие датчики) и исполнительные устройства (приводы, контакторы, реле,...), поэтому данный уровень часто называют нулевым.
Следующий (первый) уровень АСУ ТП образуют устройства связи с объектом (УСО), преобразующие полученную от датчиков информацию в унифицированный вид и осуществляющие её передачу на следующий уровень системы управления и обратно. Выделение первого уровня в отдельный позволяет создать широкий набор стандартных решений для связи с весьма многообразными, а зачастую и нестандартными устройствами нулевого уровня. Современная концепция распределённого управления предполагает некоторое смещение интеллекта на уровень УСО и даже на уровень датчиков и исполнительных устройств. Это позволяет размещать УСО в непосредственной близости от устройств нулевого уровня, давая тем самым возможность уменьшить влияние линий передачи на передаваемые сигналы; а также использовать для связи с устройствами следующего уровня ограниченное число унифицированных каналов - т.н. полевых шин (fieldbus). Для критичных по скорости сбора данных задач, например, при регистрации переходных процессов или при необходимости быстрой обработки большого объёма кон 89 тролируемых параметров, могут быть использованы локальные УСО, работающие на магистрали управляющей системы.
Второй уровень системы управления составляют программируемые логические контроллеры (ПЛК, PLC - Programmable Logic Controller). Первые логические контролеры работали по жёсткой, как правило, несменяемой логике. Отчасти такой подход может быть оправдан и для средств релейной защиты, поскольку традиционные алгоритмы её работы уже давно устоялись и не предполагают модификаций за исключением выставления требуемых уставок. Более того, логические контроллеры с жёстко заданной программой обладают исключительной алгоритмической надёжностью и имеют практически абсолютно точные и известные временные характеристики. Существенным недостатком таких контроллеров является сложность включения в состав АСУ ТП.
Возможность лёгкой замены управляющей программы в ПЛК следующего поколения - гибкопрограммируемых логических контроллерах (soft-PLC) - позволяет использовать эти контроллеры для нестандартных либо время от времени изменяемых алгоритмов работы технологического оборудования.
Унификация аппаратных (процессоры) и программных (операционные системы) средств привела к тому, что контроллер практически перестал отличатся от компьютера: появился новый класс устройств - РС-совместимые контроллеры (PC-based PLC). Очевидные достоинства такого решения - снижение стоимости за счёт использования известных, хорошо проработанных технологий, значительная гибкость, сокращение сроков внедрения систем управления и упрощение процедуры их эксплуатации [49]. Недостаток: возможное снижение надёжности ПТК за счёт повышения сложности как аппаратных, так и программных (преимущественно) средств.
