Стартовая >> Архив >> Автоматизированный анализ аварийных ситуаций энергосистем

Анализ аварийной ситуации с использованием дискретной информации - Автоматизированный анализ аварийных ситуаций энергосистем

Оглавление
Автоматизированный анализ аварийных ситуаций энергосистем
Алгоритм автоматизированного анализа
Средства регистрации дискретных сигналов
Программное обеспечение контроллера, использование параллельного порта
Последовательный интерфейс контроллера, формирование протокола регистрации
Средства регистрации аналоговых сигналов
Анализ аварийной ситуации с использованием дискретной информации
Анализ функционирования устройств РЗА
Логическая структура для задачи автоматизированного анализа
Обработка цифровых осциллограмм, методы анализа
Принципы построения моделей УРЗА для автоматизированного анализа
Приложения 1-3
Приложения 4-5
Приложение 6, литература

ГЛАВА 4
Анализ аварийной ситуации с использованием только дискретной информации
Полноценный анализ аварийной ситуации предполагает наличие и дискретной, и аналоговой информации. Дискретная — зарегистрированная ЭВМ (контроллером) временная последовательность замыкания и размыкания контактных датчиков. Аналоговая — полученная от ЦО или иных устройств информация об изменении электрических величин (токов, напряжений) во времени. Сравнивая информацию двух типов можно полностью проанализировать весь ход аварийной ситуации. Однако желаемый объем информации получить не всегда удается. Часто на энергообъекте нет цифровых осциллографов или нет математического обеспечения для автоматического привлечения аналоговой информации в темпе аварийного процесса. Поэтому ниже рассматривается возможность анализа на основе только дискретной информации.
Глубина такого анализа определяется прежде всего степенью оснащенности энергообъекта датчиками дискретных сигналов. Для примера рассмотрим приведенную на рис. 4.1 схему цепей постоянного тока простейшей максимальной токовой защиты (МТЗ) совместно с цепями управления масляного выключателя.
Защита состоит из двух токовых реле КАI и КА2, реле времени КТ и указательного реле КН. Для фиксации дискретного сигнала срабатывания защиты необходим как минимум один датчик. Это К1 — геркон, замыкающийся от магнитного поля обмотки указательного реле КН. Кроме того, на схеме показано три варианта фиксации срабатывания измерительных органов защиты — контакты К2', К2" и К2'". Для фиксации только факта срабатывания измерительных органов можно включить в схему указательное или промежуточное реле KLI с контактом К2'. Можно включить в схему реле KL2 с контактом К2". Контакт К2'" может быть мгновенным “сухим” контактом реле АТ, а может быть герконом, установленным вблизи обмотки КТ.
В цепях управления предусмотрены датчики КЗ и К4— “сухие” контакты реле положения выключателя.
Конечная задача функционирования устройства релейной защиты — отключение выключателя. Конечная задача анализа аварийной ситуации — выяснение причин отключения выключателя. В схеме на рис. 4.1 отключение будет фиксировано как возврат реле KQC и срабатывание реле KQT, т.е. изменение состояния контактов датчиков КЗ и К4.

Рис. 4.1. Схемы управления выключателем и защиты
Предположим, что имеется лишь минимальный набор датчиков К1, К3 и К4. Возможны следующие временное цепочки их действия:
Здесь справа от наименования датчика в скобках показан характер изменения его состояния:
(0 -> 1) соответствует замыканию контакта, (1 —> 0) — размыканию.
Цепочка а) соответствует нормальному отключению выключателя от данной защиты. Соответствующая осциллограмма работы контактов приведена на рис. 4.2. Отметим, что по такой осциллограмме (или протоколу регистрации) можно точно определить лишь момент начала команды на отключение. Для определения момента отключения выключателя следует учесть время возврата KQC и время срабатывания KQT. Наличие в цепочке всех элементов позволяет сделать логический вывод: “в момент ... отключился выключатель ... от МТЗ".
В цепочке б) защита подействовала, но факт отключения выключателя не зафиксирован. Возможно, имел место отказ выключателя. Корректный логический вывод: “в момент ... сработала МТЗ".
Работа контактов при отключении выключателя от защиты
Рис. 4.2. Работа контактов при отключении выключателя от защиты
В цепочке в) выключатель отключился, но действие защиты не зафиксировано. Возможно, отключение произошло от ключа управления, не имеющего контактного датчика. Логический вывод:
“в момент ... отключился выключатель ... без действия защит". Вывод об отключении от ключа был бы некорректен — возможно самопроизвольное отключение выключателя, возможно ошибочное отключение при производстве работ во вторичных цепях и т.д..
Цепочка г) соответствует возврату KQC. Возможная причина — пропадание оперативного тока. Корректный логический вывод: “в момент ... произошел возврат реле положения включено".
Все логические выводы сформулированы на основании строгих фактов, без необоснованных домыслов. Например, было бы ошибкой сделать из цепочки а) вывод: “в момент... произошло КЗ на линии... с работой МТТ. Нет оснований предположить наличие КЗ — защита могла работать и ложно. Нет оснований говорить о КЗ именно на защищаемой линии — защита могла работать и при внешнем КЗ. Следовательно, даже при минимальном оснащении схемы датчиками дискретной информации можно делать определенные выводы об аварийной ситуации. Это и есть задача АСУ ТП “Анализ аварийной ситуации”.
Предположим, что внутри схемы защиты смонтирован датчик К2. Три варианта его включения дают разный объем информации: К2 фиксирует именно работу измерительных органов защиты; К2" фиксирует тоже, но только при исправной цепи реле времени КТ; К2"' дополнительно свидетельствует об исправности и механической части КТ. Сочетание датчиков K2 и К1 позволяет проверить время срабатывания КТ. Уже само наличие К2 позволяет перейти к задаче “Анализ функционирования устройств защиты”. Регулярно проводимый анализ функционирования перерастает в задачу “Диагностика устройств РЗ”.
Глубина анализа функционирования также зависит от объема оснащения устройства датчиками. Ясно, что вставив датчик в каждую цепочку сложной защиты, можно контролировать исправность каждого реле, каждой цепи. Однако оснащение устройства датчиками “внутри” встречает чисто юридическую проблему — переоборудование заводской панели, установка в ней дополнительных элементов снимает с завода ответственность за функционирование панели.
Поэтому установка “внутренних” датчиков должна предусматриваться на этапе разработки конструкции устройства защиты. “Внешние” датчики — герконы, помещаемые в магнитном поле реле — не связаны с заводской схемой электрически и не могут повлиять на функционирование заводской схемы. Работники эксплуатации достаточно легко идут на оснащение релейного щита датчиками для задач и анализа ситуации и неохотно идут на оснащение датчиками для задачи анализа функционирования устройства.
Основой для анализа аварийной ситуации служит файл с результатами регистрации дискретных сигналов. На крупном объекте он может содержать довольно много событий за время одной аварии. Необходимо после анализа событий выдать краткий протокол, содержащий четкие указания на важнейшие события и на их причины.
Аварии в высоковольтных электроустановках имеют несколько характерных особенностей:
а)        важнейшими событиями всегда являются факты отключения и включения выключателей;
б)        отключению или включению данного выключателя всегда предшествует довольно четко детерминированная цепочка событий;
в)        отключение или включение обрывает цепочку — устройства защиты и автоматики возвращаются в исходное состояние и следующему событию вновь будет предшествовать своя цепочка событий.
В схеме управления выключателем по рис. 4.1 есть лишь две возможности для отключения: отключение от МТЗ и отключение от ключа управления. У выключателя 110 кВ и выше обычно имеются 3 — 4 возможности для отключения, очень редко — до 10. Всегда можно составить полный перечень всех возможностей и отследить, какие из них реализованы в данной аварийной ситуации. Поэтому применение сложных математических методов для анализа нецелесообразно, достаточно применить чисто инженерный подход.
Типичная цепочка событий, соответствующая отключению линии от защити последующему успешному АПВ выглядит следующим образом: Пуск защит —> срабатывание защит —> начало и конец команды на отключение —> пуск АПВ —> срабатывание АПВ —> начало и конец команды на включение.
Отследив всю цепочку, необходимо выдать протокол вида: “Г =... отключился выключатель... от... защит"; “ Т =... включился выключатель ... от АПВ".
В протоколе содержится необходимый минимум информации, который и нужен оперативному персоналу для принятия решения о своих дальнейших действиях.
В основу алгоритма формирования протокола анализа целесообразно положить сформулированный в [8] принцип “поглощения предшествующих событий при их естественном следовании’'. Применительно к электроэнергетике основные положения принципа таковы:
в итоговый протокол могут попасть сообщения о срабатывании защит, о начале отключающей (включающей) команды, о завершении операции отключения (включения);
сообщение о конце отключающей (включающей) команды поглощает сообщение о начале этой команды, если отключение (включение) не затянулось;
сообщение о начале отключающей (включающей) команды поглощает сообщение о срабатывании соответствующих устройств защиты и автоматики;
в итоговый протокол попадают лишь “непоглощенные” сообщения, “поглощенные” учитываются при формировании комментариев.
В темпе аварии диспетчеру выдается ведомость срабатывания защит и ведомость анализа ситуации. Последняя состоит из сообщений и комментариев к ним.
Рассмотрим применение данного принципа на конкретном примере комплекса программ анализа ситуации, внедренного Ивановским энергетическим университетом в состав АСУ ТП Костромской ГРЭС.
Персоналом станции смонтирована сеть из 368 “инициативных” датчиков, несущих информацию о состоянии выключателей 220 кВ и о действии всех защит и устройств автоматики релейного шита 220 кВ (защиты линий, блоков, шин, устройства линейной автоматики и т.д.). В качестве датчиков использованы свободные контакты реле положения выключателей и герконовые контакты, установленные практически на всех указательных реле панелей защити автоматики. Подобная сеть датчиков полностью электрически изолирована от цепей управления выключателями и цепей защит и никак не может повлиять на функционирование этих защит. Сигналы об изменении положения датчиков фиксируются в ЭВМ и привязываются по времени с дискретностью 0,01 с.
Кроме того, собирается еще 979 “пассивных” дискретных сигналов. Отличие в том, что “пассивный” датчик опрашивается I раз в 10 с. Такие датчики дают информацию о положении испытательных блоков, накладок, автоматических выключателей, разъединителей, заземляющих ножей и т.д.
На основе информации от “инициативных” датчиков работает задача анализа ситуации, которая в итоге выдает протокол анализа и ведомость срабатывания защит. Протокол анализа состоит из сообщений и комментариев к ним. Вид сообщения в соответствии со структурой системы РЗА станции приведен в приложении 3. К каждому сообщению может быть один или несколько комментариев.
Общая структурная схема программы анализа приведена на рис. 4.3. Обработка начинается с перенумерации кодов сигналов о событиях во внутренние коды программы. Назначение перенумерации — объединение однотипных сигналов для упрощения дальнейшего анализа. Например, сигналы о срабатывании всех ступеней защит данного присоединения, имеющих выдержку времени, приобретают единый код “срабатывание медленно действующих защит”. Дежурному в первый момент аварии не важно, какая именно ступень сработала. Однако важно, работали мгновенные защиты (КЗ на присоединении) или медленные (КЗ в зоне резервирования). В ходе перенумерации исключаются из списка маловажные события (пуски защит, осциллографов и т.д.).
Затем начинает работать блок поглощения сигналов начала команд на выключатели сигналами окончания команд. Назначение блока — выявить факты отказа выключателей или задержки в выполнении операции. Принцип работы блока следующий.
Сигнал о замыкании контакта реле KQT(PПΟ) поглощает сигнал о возврате реле KQC(РПВ), если последний находится во временном интервале от —0,12 до +0,04 с относительно первого. Указанные временное границы приняты на основе анализа ряда протоколов регистрации, т.е. они учитывают реальные времена срабатывания и возврата реле положения. В результате при нормальном отключении в протоколе будет фраза "отключился выключатель ". Если поглощения не произошло, в протоколе будет фраза “возврат РПВ (или начало команды на откл.) выключателя”. Если отключение затянулось, в протоколе будут обе указанные фразы.
Сигнал о срабатывании Λ'ζΧ.’(ΡΠΒ) выключателя поглощает си гнал о возврате KQT(РПО) данного выключателя, если последний находится во временном интервале от —0,7 до +0,04 с. В зависимости от результатов в протоколе появляются фразы "включился выключатель” или "возврат РПО выключателя”, или обе. Если фиксировано срабатывание реле непереключения фаз, то в протоколе добавляется “неполнофазно” и даются временные рамки существования неполнофазного режима.
После проработки блока поглощения программа переходит к основным блокам — обработки сообщений о событиях и выявления причин событий. В блоке обработки сообщений каждый непоглощенный сигнал становится событием, он анализируется и сравнивается с предыдущими и последующими. Принимается решение, следует ли занести его в протокол и в какой форме это сделать. Подбирается к нему комментарий.
Подбор комментариев производится путем просмотра всех предшествующих и некоторых последующих событий с заполнением массива-счетчика М из 22 ячеек. Например, ячейка М [6] контролирует функционирование ДЗШ-220. В начале работы ячейка обнуляется. Затем начинается просмотр всех предшествующих событий.
схема программы анализа ситуации
Рис. 4.3. Структурная схема программы анализа ситуации

Встречается сигнал о срабатывании комплекта ДЗШ данной системы шин, производится операция М[6] = М 6 + 1. Каждый раз, когда встречается сигнал о возврате, производится операция М [6] = М [6] — 1. Если после просмотра окажется, что М [6] > 0, то появится комментарий “от ДЗШ-220".
Подобный принцип работы счетчика позволяет отсеивать устаревшие сообщения при неоднократном отключении одного и того же выключателя по разным причинам. Например, если первое отключение произошло от ДФЗ. а второе — от защит с ускорением после АПВ, то при поиске причин второго отключения сигналы о срабатывании ДФЗ и о возврате ДФЗ взаимно компенсируют одно другого и комментария “от мгновенных защит” не появится.
В конце блока выявления причин производится проверка, появился ли хоть один комментарий. Если их нет, то появляется строка “без действия защит и автоматики щита 220 к В”.
Примеры протоколов регистрации, анализа и ведомости срабатывания защит для одной из аварийных ситуаций приведен в приложении 4. 30 апреля 1999 г. произошло отключение линии 220 кВ “Вичуга 1” от мгновенных защит линии, отключение выключателя 220 кВ одного из автотрансформаторов от автоматики ограничения уровня токов КЗ типа ACT, АП В этого выключателя. Протокол регистрации содержит 53 события, чтение его во время аварии затруднительно для оперативного персонала. Протокол анализа и ведомость срабатывания защит вполне обозримы и дают необходимый минимум информации для принятия решений о последующих действиях.
Кроме “инициативных” сигналов в протоколе имеются записи о трех “пассивных” сигналах “работа ФИП". Они взяты не с герконов, а с “сухих” контактов блинкеров. Следует помнить, что их срабатывание и возврат фиксированы с точностью до 10с и их возврат соответствует подъему флажка оперативным персоналом. Проявляется дополнительное преимущество системы — проверка блинкеров произведена через час после аварии, а ведомости работы защит и протоколы анализа появляются у персонала практически мгновенно.
В реальном времени файл с результатами регистрации обновляется каждые 10 с. Появляется проблема выделения одной аварии и проблема протокола анализа, полученного в промежуточный момент аварии. Первая проблема решается тем, что за одну аварию считается последовательность событий, в которой между соседними событиями имеется интервал не более 20 с (время, большее самой длительной паузы АПВ). Программа автоматически выделяет подобные последовательности, и анализ ведется внутри них. Вторая проблема решается тем, что после получения новой порции сигналов анализ производится снова и протокол меняется (например, вместо события “срабатывание защит"  может появиться событие “отключился выключатель".



 
Анализ основных типов защит линий с односторонним питанием »
электрические сети