Испытания микропроцессорных систем контроля и управления электростанций

Полюгаев М. М., Хомицкий С. В., Шунтов А. В.

Внедрение микропроцессорных систем контроля и управления (СКУ) электрической части электростанций началось в Мосэнерго сравнительно недавно: создание технических заданий (1997 г.); проектирование, монтажные и некоторые наладочные работы (1998 г.); полный комплекс наладки, сдача в опытно-промышленную (1999 г.) и промышленную (2000 г.) эксплуатацию. Ряд решений принимался при отсутствии руководящих указаний и типовых проработок. Анализ опыта внедрения микропроцессорных (далее термин “микропроцессорные” опускается за исключением случаев, когда выполняется их позиционирование) СКУ может оказаться полезным для электротехнического персонала энергосистем. В этой связи авторы поставили задачу отразить в статье особенности испытаний таких систем и возникавшие на данном пути проблемы. Подчеркнем, что анализируемый состав СКУ ограничен известными штатными функциями, не зависящими от типа используемых устройств контроля и управления, будь то на электромеханической, аналоговой, микроэлектронной или микропроцессорной базе.
Стимулы применения микропроцессорных устройств. В силу известных причин техническое перевооружение электростанций направлено на замену отработавшего 30 и более лет основного и вспомогательного оборудования и соответствующих средств управления. Времена модернизации СКУ ради модернизации закончились в начале 90-х годов, когда традиционные системы еще наращивались сотнями, тысячами дополнительных, нередко дублирующих датчиков для заведения сигналов в, так называемые, АСУ или АСУ ТП. Целесообразность применения микропроцессорных устройств в СКУ определяется новым строительством или необходимостью замены выработавшего свой срок оборудования.
В промышленно развитых странах технический прогресс идет по пути разработки и внедрения высоконадежного оборудования с низкими эксплуатационными затратами. Причина - высокая стоимость рабочей силы, сравнимая с ценами на оборудование. Такое оборудование требует заметно больших капитальных вложений. Но принимая во внимание гамму затрат за расчетный срок службы электроустановки, первоначальные вложения окупаются снижением ежегодных издержек.
Капиталовложения на микропроцессорные СКУ электрической части электростанций в 2 - 3 раза выше, чем на традиционные. Применительно к отечественным условиям авторам не удалось убедительно доказать экономическую предпочтительность СКУ первого типа. Сравнительно низкая стоимость рабочей силы в отрасли не дает экономической мотивации к применению рассматриваемой новой техники. В итоге стимулы к внедрению таких СКУ носили субъективный, косвенный характер и не поддавались четкой экономической оценке:
микропроцессорные устройства имеют развитые средства самодиагностики и в темпе процесса дают важнейшую информацию о работоспособности устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и исправности цепей управления коммутационным оборудованием;
объем информации, предоставляемый персоналу микропроцессорными устройствами контроля и управления, более чем на порядок выше в сравнении с традиционным оборудованием, что обеспечивает качественный анализ действия операторов, автоматики, защит;
высокая надежность, простота и удобство обслуживания.
Среди них электротехнический персонал выделяет информационную обеспеченность при принятии решений. Поэтому большая длительность и трудоемкость проверки правильности появления, прохождения и отображения значительно возрастающего числа сигналов в СКУ - плата за последующую обоснованность при расследовании аварий и организации мероприятий по их недопущению.
Принципы формирования СКУ. Изначально были приняты следующие принципы формирования СКУ, о правомерности которых будем судить по мере приобретения опыта эксплуатации:
100%-ное сохранение сложившихся структуры оперативного управления, систем синхронизации генераторов и схем электромагнитных блокировок разъединителей;
функции контроля и управления максимально обеспечиваются цифровыми многофункциональными терминалами РЗА, использование дополнительных микропроцессорных устройств контроля и управления (программируемых контроллеров) минимизируется;
перевод на дистанционное цифровое управление всего коммутационного оборудования, находящегося в ведении начальника смены электроцеха (от автоматов ввода рабочего и резервного возбудителей до выключателей и разъединителей распределительных устройств повышенного напряжения);
дистанционное управление электродвигателей собственных нужд (с.н.) 6 кВ, где схемы управления выключателей встроены в терминалы РЗА, обеспечивается на физическом уровне, т.е. воздействием на релейные командные входы устройств РЗА от традиционных ключей управления или дискретными выходами программируемых контроллеров СКУ тепловой части.
Перечень сигналов, заводимых в СКУ помимо устройств РЗА, не поддается регламентации. Полагаем, что следует стремиться к их минимизации. На период освоения рассматриваемой новой техники предусмотрены сигналы, разделяемые на две основные группы:

1. дискретные входы-выходы:

положения и команд дистанционного управления коммутационными аппаратами, не обеспечиваемые устройствами РЗА (блочный, генераторный выключатели, разъединители, автоматы и др.);
оперативной блокировки при управлении разъединителями, когда для каждого коммутационного аппарата задействуется один дискретный входной сигнал от промежуточного реле, включенного параллельно электромагнитному замку блокировки;
ключей выбора мест управления, запрещающие одновременное управление более чем с одного места, при сохранении возможности управления коммутационным аппаратом с двух и более мест;
способствующих повышению надежности эксплуатации - положение заземляющих ножей, ключей ввода-вывода устройств РЗА (устройств резервирования отказов выключателей, автоматического ввода резерва, автоматического повторного включения и др.);

1. аналоговые входы (измерения), для которых терминалы РЗА не дают требуемой в соответствии с Правилами устройств электроустановок точности (обычно измерение активной и реактивной мощности), или когда устройство РЗА выполняет функции резервной защиты, т.е. при его отключении присоединение может оставаться в работе.

В настоящее время стоимость цифрового терминала РЗА присоединения 0,4 кВ выше стоимости шкафа с коммутационной аппаратурой комплектной трансформаторной подстанции с.н. Поэтому в Мосэнерго на напряжении 0,4 кВ микропроцессорные защиты не используются. Соответственно в СКУ предусматривается ряд аналоговых и дискретных сигналов по присоединениям

1. 4 кВ, управляемым начальником смены электроцеха, а также по работе традиционной РЗА рабочих и резервных вводов и контролю исправности общесекционных оперативных цепей управления и сигнализации. Кроме этого, дополнительные программируемые контроллеры требуются для реализации функций регулирования возбуждения и технологического контроля генераторов, а также иных узко специализированных, преимущественно диагностических, задач. Наконец, на начальном этапе освоения новой техники за рамками СКУ оставлены функции автоматического логического управления в части синхронизации генераторов и оперативных переключений в распределительных устройствах (РУ) повышенного напряжения. Данные вопросы находятся в настоящее время в стадии проработки и далее не рассматриваются.

При формировании СКУ считалось, что традиционные средства контроля и управления подлежат использованию в двух случаях: невозможности установки соответствующих микропроцессорных устройств или в качестве резервных средств. Характерный пример первого случая - дифференциально-фазные защиты линий 110 кВ и выше, до сих пор не реализованные на микропроцессорной базе, а второго - возможность подключения переносных пультов дистанционного управления выключателями в ячейках комплектных РУ 6 кВ СН.
Структура СКУ - типовая двухуровневая архитектура [1]. Первый уровень формируется низовыми устройствами контроля и управления (терминалами РЗА и программируемыми контроллерами), объединенными оптоволоконными полевыми цифровыми сетями. Второй уровень - локальная вычислительная сеть, связывающая операторские станции и прочее сетевое оборудование: серверы, маршрутизаторы и др. Связь между уровнями выполняется, так называемыми, процессорами связи. В простейшем случае - это преобразователи протоколов передачи данных. Особенности уровней СКУ приведены в [3] и здесь не рассматриваются.
В результате использования принципов, приведенных ранее, удается формировать первый, низовой уровень СКУ электрической части блока из 50 - 80 многофункциональных терминалов РЗА и 3 - 5 мало- и среднеканальных программируемых контроллеров. Общий объем информации, регистрируемой в базе данных реального времени серверов СКУ для одного энергоблока, достигает 4000 и более сигналов. Из них до 90% дает РЗА. По большому счету оказалось [2], что структура СКУ электрической части - набор функционально законченных подсистем автоматизации присоединений, способных функционировать практически независимо друг от друга, совокупность цифровых устройств РЗА присоединений, объединенных многоуровневыми вычислительными сетями с целью организации информационно-управляю- щих потоков, требуемых для ведения режимов станций в энергосистемах.
Любой сигнал имеет десятки функциональных атрибутов: отображения на экранах операторских станций, занесения в электронные журналы событий и (или) аварийных сообщений, включения предупредительной или аварийной сигнализации, квитирования и др. Поэтому существенно увеличивается продолжительность испытаний таких СКУ.
Содержание программы испытаний совпадает с принятым для традиционных средств: цель и объемы испытаний; составы первичного оборудования, СКУ, средств испытаний, рабочей документации, задач оперативного управления и др. Так, необходимо располагать откорректированными проектными принципиальными, монтажными и испытательными схемами цепей управления, РЗА и сигнализации в составе проекта технического обеспечения.
Вместе с тем, при использовании микропроцессорной техники дополнительно требуется проект информационного обеспечения СКУ. Дело в том, что из общей информационной емкости СКУ 25 - 30% сигналов физические (дискретные и аналоговые). Оставшиеся 70 - 75% назовем условно логическими. Они формируются цифровой обработкой электрических величин, допустим, от первичных преобразователей (трансформаторов тока и напряжения): пуск, возврат пуска, срабатывание, возврат срабатывания защиты. Причем, по факту срабатывания требуется запустить аварийную или предупредительную сигнализацию, изменить на мнемосхеме монитора цветом и миганием состояние коммутационного аппарата, вывести событие в журналы архивных и аварийных сообщений, поставив его на квитирование, отразить изменение коммутационного ресурса выключателя и др. Таким образом, необходимо заранее отразить всю логику работы СКУ. Последнее и выполняется по формализованным процедурам в проекте информационного обеспечения. Они сводятся к заданию определенного набора атрибутов каждому как физическому, так и условно логическому сигналу.
Исходная схема СКУ и подготовительные работы имеют следующие особенности: по низовым устройствам контроля и управления выполнена автономная наладка, включая опробывание схем управления с местных щитов или переносных пультов; проложены и протестированы оптоволоконные связи и локальная вычислительная сеть; проверено соответствие человеко-машинного интерфейса и базы данных сигналов проекту информационного обеспечения; установлено точное значение астрономического времени и даты в системе, проверено их совпадение во всех устройствах и автоматическая коррекция системного времени.
Большая информационная емкость и системотехническая сложность СКУ вынуждают проводить испытания в две стадии: автономные испытания подсистем в составе СКУ и комплексные испытания системы в целом при отключенном от сети первичном оборудовании. Говоря об автономных испытаниях, отметим условность данного термина, поскольку РЗА отдельно взятого присоединения взаимодействует с иными присоединениями с позиций дальнего или ближнего резервирования и блокировок действия, например, блокировка вводов рабочего и резервного питания при КЗ на отходящих линиях, пуск максимальной токовой защиты по напряжению и др. Поэтому до проведения автономных испытаний следует выполнить проверку точности ведения единого времени в СКУ На первых этапах внедрения данная проверка выявила наибольшие проблемы. Остановимся на ней подробнее.
В СКУ электрической части временная синхронизация дает возможность реализовать все преимущества цифровой техники, когда каждому событию с разрешающей способностью 1 мс присваивается временная метка. Без внешней синхронизации таймеры низовых устройств стремительно “разбегаются” и анализ действия защит мало отличается от такового по указательным реле и блинкерам.
Временная синхронизации многоуровневая. Источник точного времени - глобальная система спутниковой навигации. Многоуровневость определяется рядом причин. Так, таймеры некоторых терминалов РЗА, в основном присоединений 6 - 10 кВ, ведут миллисекунды и секунды. Следовательно, необходимо предусматривать дополнительные способы доведения времени до полного формата процессорами связи или серверами локальной вычислительной сети. Ведение единого времени на уровне полевой сети обеспечивается широковещательной посылкой для подведения таймеров низовых устройств, выполняемого примерно раз в секунду. При этом возникают систематические отсчитывают до 30 - 40 мс.
Для проверки точности ведения в системе единого времени берутся все разнотипные низовые устройства (10 - 15 на блок). Собирается временная схема, где в каждом из них задействуется по одному дискретному входу. Выполняется параллельное включение последних, т.е. формируется общий вход. По его замыканию оценивается временной разброс по регистрации данного события в низовых устройствах. Выявляются систематические временные погрешности, устраняемые программным способом. Максимально допустимая погрешность, на наш взгляд, не должна превышать 10 - 15 мс при том, что период квантования или опроса сигналов в низовых устройствах контроля и управления находится на уровне 1 мс.
Современные системотехнические решения позволяют достичь временных рассогласований на уровне 1 мс созданием отдельной шинки синхронизации, объединяющей низовые устройства по дополнительным выделенным последовательным интерфейсным портам. Однако последнее мероприятие повышает стоимость СКУ. Погрешность в 15 мс не превышает 1/2 времени срабатывания быстродействующего промежуточного реле и позволяет корректно подвергнуть анализу действие защит.

Объемы автономных испытании

При проверке точности ведения в системе единого времени нередко выявляются системотехнические недостатки СКУ, связанные с присвоением событиям временных меток. Идеальной организацией видится их присвоение низовыми устройствами по факту возникновения в них соответствующих событий и спорадическая передача данных на уровень локальной вычислительной сети. Исключение, очевидно, составляет регистрация подачи оператором команд дистанционного управления, квитирования событий и вхождения в систему пользователей с теми или иными правами. Но во всех системах, с которыми сталкивались авторы, выявлялась часть сигналов (некоторые дискретные внешние входы в устройствах РЗА), обрабатываемых циклически, по опросу, например, раз в 100 мс. При анализе действия защит в реальных условиях это не позволяло получить точное соответствие последовательности зарегистрированных событий на контролируемом объекте логике одновременно правильной работы устройств РЗА. Следовательно, при заказе СКУ необходимо требовать от поставщика отмеченных ранее способа присвоения временных меток и передачи событий от низовых устройств. В противном случае он обязан заранее представить перечень сигналов, получаемых по опросу. При этом логика работы РЗА может неполностью соответствовать последовательности прохождения и отображения событий на уровне локальной вычислительной сети СКУ Автономные испытания при отключенном от сети оборудовании. При автономных испытаниях каждое низовое устройство контроля и управления поочередно подвергается тестированию в нормальных и аварийных режимах при подаче тока и (или) напряжения от постороннего источника. Проверяются входные и выходные цепи, включая цепи управления, блокировок, сигнализации. Выполняется анализ сформированных событий с их параметрами. Оценивается правильность отображения и регистрации информации, а также запусков цифровых осциллографов. Анализируются осциллограммы переходных процессов. Таким образом, главная цель автономных испытаний - проверка функций устройств в составе присоединения без учета их взаимодействия и многообразия расчетных режимов с позиций ближнего и дальнего резервирования в энергосистеме.
Наиболее рациональной организацией испытаний оказалось распределение проверки штатных функций СКУ по автоматизированным рабочим местам персонала электроцеха: оперативного управления (оперативного персонала, т.е. начальника смены электроцеха), низовых устройств контроля и управления (инженера-релейщика), общесистемным (администратора системы) - таблица. Такая организация определила зону ответственности и расстановку персонала при испытаниях. В процессе эксплуатации одни и те же функции СКУ доступны с учетом предварительно заданных прав пользователей как оперативному, так и эксплуатационному персоналу. Например, начальник смены электроцеха со своего рабочего места имеет доступ к картам уставок, схемам расстановки защит, журналам регистрации событий и параметров при работе РЗА. Но права изменения уставок устройств РЗА для него “закрыты”. Аналогично инженер-релейщик имеет доступ к программным приложениям, отвечающим за контроль режима, но не обладает правами на дистанционное управление коммутационными аппаратами.
Предложенная в таблице по сути двухмерная структуризация функций СКУ отличается от их одномерного состава в [3] и может вызывать возражения. Не вдаваясь в терминологические дискуссии, отметим, что такая организация приемосдаточных испытаний апробирована авторами на ряде электростанций и подстанций. Рекомендации [3] ориентированы на СКУ тепловой части электростанций, имеющие заметные отличия [2] от электрической части. По-видимому, данные особенности следует подвергнуть анализу и учесть при разработке для СКУ электрической части руководящего документа, аналогичного [3].
При проведении автономных испытаний необходимо уделить внимание проверке внешнего отключения присоединений с позиций электромагнитной совместимости. Она, в первую очередь, необходима на электростанциях с поперечными связями для терминалов РЗА генераторов по внешним входам отключения из-за останова турбин от технологических защит (“защита генератора от турбины”). Протяженность кабельных трасс здесь достигает 0,5 - 1 км (расстояние между групповыми и главным щитами управления) и влияние электромагнитных помех здесь наиболее выражено. При внедрении СКУ, поставляемых различными производителями, на первых этапах эксплуатации имелись ложные отключения генерирующих агрегатов по внешним дискретным входам из-за наводок. Повышение порога отстройки входов по напряжению осуществлялось программным способом, а при его недостаточности в соответствующие цепи вводились промежуточные электромеханические реле.
Заключительный этап испытаний при отключенном от сети оборудовании - комплексные испытания. Первые внедрения ограничивались лишь автономными испытаниями функции СКУ - автоматизированное рабочее место. Однако эксплуатация электроустановок и реальные аварии выявили ряд несоответствий. Например, оказывалось, что правильной работе устройств РЗА не соответствовала хронологическая последовательность событий, регистрируемых в системе. Нередко она “теряла” события, особенно при одновременном запуске встроенных в терминалы РЗА цифровых осциллографов.
Последующие расследования выявили две основные причины. Первая - неудачные системотехнические решения производителей. Так, ряд поставщиков в качестве полевой используют сети, пусть даже высокоскоростные (1 Мбит/с и более), но со случайным доступом абонентов к каналу связи. Поэтому при авариях, т.е. при большой информационной загрузке цифровых сетей, некоторые события приходят с временной меткой, имеющей запаздывание в 2 - 3 и даже 5 мин. Вторая причина - ошибки в настройке системы, например, нерационально большое или малое заданное число посылок информации до момента получения подтверждающей “квитанции”. В первом случае система “зависает”, во втором “теряется” часть событий. Именно поэтому необходимы комплексные испытания системы в целом.
Комплексные испытания при отключенном от сети оборудовании. Данные испытания должны имитировать работу СКУ в нормальных и аварийных режимах работы. Наиболее важный момент - имитация КЗ в зоне работы устройств РЗА и сквозных КЗ с оценкой правильности работы защит и времени включения-отключения выключателей, в том числе с учетом возможных отказов защит и коммутационных аппаратов. Комплексные испытания должны в возможно более полном объеме произвести проверку взаимодействия устройств управления присоединений с позиций ближнего и дальнего резервирования.
Испытания желательно проводить для всех расчетных точек КЗ, обеспечивающих параметры срабатывания устройств РЗА. Однако из-за большого объема подготовительных работ во вторичных цепях выполнять это до сих пор не удавалось в полном объеме. Так, имитации КЗ проводились подачей тока от постороннего источника лишь по одной фазе в последовательно соединенные разделительные трансформаторы тока самих устройств
РЗА. Величина тока определяется параметрами срабатывания РЗА.
Число последовательно соединенных разделительных трансформаторов тока определяется местом КЗ из условий наиболее полного анализа действия устройств РЗА. Основное правило - использовать максимально возможное число последовательно соединенных разделительных трансформаторов с учетом нагрузочной способности испытательных устройств. При этом СКУ обрабатывает наибольшее число событий, что позволяет выявить соответствие действия устройств РЗА и первичного оборудования их временным характеристикам. Например, при комплексных испытаниях блока генератор - трансформатор последовательно соединялись разделительные трансформаторы тока основных и резервных защит генератора, трансформатора, блока, рабочего трансформатора с.н. и выпрямительного трансформатора системы возбуждения. Общее число регистрируемых в темпе процесса сигналов достигало 400. Одновременно запускалось шесть цифровых осциллографов, встроенных в различные терминалы РЗА.

Выводы

1. Микропроцессорные системы контроля и управления электрической части электростанций кардинально увеличивают информационную обеспеченность оперативного и эксплуатационного персонала. Соответственно возрастают и объемы испытаний таких систем. Данный факт следует учитывать при организации пусконаладочных работ в электроустановках.
2. Опыт внедрения современных систем контроля и управления, в том числе ведущих мировых производителей, выявил, что наибольшие проблемы возникают в области системотехнического взаимодействия элементов систем, когда не удается все сигналы на контролируемом объекте привязать к единому времени. Последнее затрудняет полноценный анализ работы устройств РЗА и первичного оборудования в аварийных режимах работы и снижает эффективность от внедрения таких систем.
3. Работоспособность и эффективность функционирования систем контроля и управления обеспечивается выбранными объемами испытаний. Их важнейший этап - комплексные испытания работы системы в целом. Только на данном этапе можно выявить соответствие обработки сигналов при нормальных и аварийных режимах оборудования проекту.
4. Проблемы, выявленные в процессе внедрения систем контроля и управления, до сих пор не отражаются в документации, поставляемой с оборудованием. Поэтому рекомендуется при оформлении договоров на его поставку уделять в технических заданиях пристальное внимание требованиям к ведению в системе единого времени и к обработке информации в темпе процесса.

Список литературы

1. Хомицкий С. В., Шунтов А. В. Анализ принципов построения АСУ ТП электрической части электростанций. - Электричество, 1998, № 7.
2. Хомицкий С. В., Шунтов А. В. Интегрированная система контроля и управления электрической части электростанции. - Энергетик, 2000, № 6.
3. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций. РД 34.35.127 - 93. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.