Глава пятая.
ФОРМИРОВАНИЕ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ
5.1. Выбор параметров срабатывания устройств управления
Как отмечалось в § 1.5, вопросы формирования СКУ электрической части электроустановок условно разделены на две группы: выбор параметров срабатывания (настройки) устройств управления и структуры СКУ в целом.
Для выбора параметров срабатывания задействовано разнообразное программное обеспечение расчета электромагнитных, электромеханических и установившихся режимов. Стремительное развитие средств вычислительной техники привело к тенденциям: снятия ограничений на размерность решаемой задачи; произвольной степени детализации влияющих факторов; снижения роли расчетов электрических величин; интеграции прикладных задач в программных комплексах. Так, для анализа динамической устойчивости расчетная схема крупной региональной энергосистемы представлена системой нелинейных дифференциальных уравнений 5000-го порядка. Ее расчет ведется в квазиреальном масштабе времени. Расчетная схема той же системы для установившихся режимов включает до 1500 узлов. Время счета режима при 50 итерациях, гарантированно свидетельствующих о несходимости системы нелинейных алгебраических уравнений вблизи границ статической устойчивости, 1 с.
Несмотря на достигнутые успехи, организация программного обеспечения, изначально ориентированная на схемы замещения элементов схем электрической сети, оказалась сдерживающим фактором в развитии высокоэффективных интегрированных комплексов расчета и анализа режимов электроустановок. В рамках задачи формирования схем выдачи мощности рассмотрим общий подход к выбору параметров срабатывания в части устройств РЗА и на этой основе сформулируем принципы развития программных комплексов для решения основных классов электротехнических задач.
Непрерывно растущие требования к оперативности и надежности расчетов электрических величин в аварийных режимах для выбора параметров срабатывания устройств управления привели к замене специализированных аналоговых средств на ЭВМ. На первых порах, во времена «больших» машин серии ЕС, наиболее заметной была универсальная программа расчета электрических величин института «Энергосеть-проект». Тогда были предприняты первые попытки сопряжения с ней программ расчета параметров срабатывания устройств РЗА. Однако это сдерживалось ограниченными ресурсами вычислительной техники.
Открывшиеся с появлением в 90-х годах 32-разрядных персональных ЭВМ возможности стимулировали создание более совершенных программных продуктов, по функциональным возможностям претендующих на роль информационновычислительного комплекса. Его отличительная особенность комплексное решение основного круга расчетных (выбор и оценка эффективности параметров срабатывания РЗА) и оперативноучетных (отчеты по работе устройств, планирование проверок, выдача оперативных указаний и пр.) задач в области РЗА, характерных для стадий долгосрочного и краткосрочного планирования и оперативного управления энергосистемами.
Создание комплекса регламентировалось принципами: автоматизация наиболее трудоемких расчетов; минимизация трудозатрат при подготовке исходных данных с полным контролем вводимой информации; пользовательский интерфейс выполнял роль советчика в нестандартных ситуациях; результаты расчета выдавались в виде, отражающем особенности и этапы выбора параметров РЗА; предоставление возможности не только выбора, но и проверки эффективности параметров, установленных на реальных комплектах защит, с позиций их соответствия нормативным требованиям; расчет электрических величин в аварийных режимах - интегрированная частью программы выбора параметров РЗА, а не выполняется отдельно.
Структура комплекса дана на рис. 5.1. В ее основе три блока: информационно-вычислительной базы, программ расчета РЗА и решения оперативно-учетных задач.
Рис. 5.1. Структура информационно-вычислительного комплекса
Ядро информационно-вычислительной базы - широко используемый в стране комплекс ΤΚЗ-3000. Он содержит три группы программ: работы с базой данных расчетных схем (формирование и коррекция схем), расчета электрических величин в аварийных режимах, в том числе при сложных повреждениях с многократными несимметриями, и выбора параметров резервных ступенчатых защит линий и (автотрансформаторов в сетях 110 кВ и выше - токовых нулевой последовательности и дистанционных от междуфазных КЗ. При формировании расчетной схемы во внимание приняты следующие особенности региональной энергосистемы, в которой создавался рассматриваемый информационно-вычислительный комплекс.
Во-первых, применена пятисимвольная кодировка узлов. В ней помимо индексов электростанций и подстанций содержалась информация о номинальном напряжении и номерах систем (секций) шин. Специальным образом кодированы некоторые узлы расчетной схемы - средние точки схем замещения трехобмоточных (автотрансформаторов, промежуточные точки (ответвления) линий. Это позволило получать из расчетной схемы информацию об элементах первичной схемы. Во-вторых, объем сети 35 кВ и выше не дал представить ее полной расчетной схемой из-за ограничения 3000 узлов в ΤΚ3-3000. По той же причине в ней упрощенно учтены подстанции 110-220 кВ на ответвлениях. Снятие ограничений по количеству узлов позволит отказаться от упрощений и решить проблему более полного включения в расчетную схему смежных энергосистем. Следовательно, создание нового комплекса программ для расчета электрических величин в аварийных режимах в сетях с любым числом узлов и ветвей актуально. Наконец, наличие мощных коридоров с большим (до 20) числом линий, приходящих на шины разных подстанций и связанных взаимоиндукцией. Здесь корректные схемы замещения нулевой последовательности можно получить только средствами вычислительной техники.
Формирование расчетной схемы и допущения, упрощающие расчетную модель,- важнейший элемент информационного обеспечения задач в области РЗА. Разработчики программ типа ТКЗ- 3000 предусмотрели возможности, бывшие недоступными аналоговым средствам: учет источников со своими характеристиками (величинами и фазами ЭДС), взаимоиндукции связей любой конфигурации, емкостей линий, коэффициентов трансформации (автотрансформаторов, представление нагрузок различными моделями. В энергосистемах страны сложились различные подходы к формированию расчетных схем, связанные с использованием отмеченных возможностей. Общим является отсутствие четких методических обоснований их применения. Последнее не позволяет считать практику формирования расчетных схем удовлетворительной, в том числе в рассматриваемой энергосистеме.
Ядро информационно-вычислительной базы надстроено справочной базой данных с условным названием «Релейная защита». В ней диспетчерские наименования объектов, данные об электротехническом оборудовании, включая схемы электрических соединений, параметры (авто)трансформаторов, реакторов, регулировочных трансформаторов, нагрузок, защит и пр., т.е. информация, без которой не обойтись при выборе параметров РЗА.
В блоке программ расчета реализованы: выбор параметров быстродействующих (основных) защит линий 110 кВ и выше (дифференциально-фазных, продольных дифференциальных и поперечных дифференциальных защит параллельных линий); анализ работы ступенчатых защит линий и (авто)трансформаторов при заданных повреждениях в сети; выбор параметров защит элементов схем, условно называемыми подстанционными,- (автотрансформаторы, сборные шины или их секции, секционные и шиносоединительные выключатели; проверка селективности токовых отсечек линий в ремонтных режимах, созданных по диспетчерским заявкам; определение мест повреждения (ОМП) на ВЛ 110 кВ и выше по показаниям фиксирующих приборов (ФИП); расчет токов КЗ по узлам в схеме «на максимум»; отображение на экране схем электрических соединений в соответствии с расчетной схемой; проверка трансформаторов тока на допустимую погрешность. Взаимодействие перечисленных программ с информационно-вычислительной базой автоматизировано. Задание на расчет токов КЗ в необходимом объеме, обращение к программным модулям расчета электрических величин по сформированному заданию и использование результатов расчета выполнялись автоматически при работе программ выбора параметров РЗА.
При выборе параметров быстродействующих защит линий до недавнего времени за инженером в полном Объеме оставалась настройка схемы сети на работу в различных режимах, связанных с отключениями, при которых производится выбор параметров защит и проверка их чувствительности. Практика заставила автоматизировать процесс формирования режимов. При разработке программы расчета быстродействующих защит линий и других типов защит пристальное внимание уделено предоставлению полной информации о возможных нестандартных ситуациях из-за ошибок в исходных данных или особенностей вычислительного алгоритма. Как показала практика, при отсутствии этого внедрение программ затруднено. Последнее объяснялось разнообразием условий и вариантов действий при выборе параметров РЗА, вся информация о которых должна быть представлена пользователю.
Как отмечалось, подстанции 110-220 кВ на ответвлениях представлены в исходной расчетной схеме упрощено. Однако при выборе параметров рассматриваемых защит следовало располагать реальными схемами электрических соединений. Они необходимы для расчета бросков тока намагничивания при односторонних включениях линий, токов КЗ на шинах среднего и низшего напряжения (авто)трансформаторов, токов подпитки со стороны подстанций на ответвлениях при внешних КЗ и каскадных отключениях защищаемых линий. В этой связи исходная расчетная схема эквивалентировалась к меньшей по объему на основе топологических характеристик защищаемой линии и описания тех режимов работы сети, для которых выполнялись расчеты. Эквивалент дополнялся схемами подстанций на ответвлениях по информации из справочной базы данных. Получение эквивалентной схемы и ее дополнений выполнялось автоматически и не требовало от инженера каких-либо действий, кроме просмотра данных по подстанциям и их корректировки по желанию.
В рассматриваемой программе возможна проверка эффективности заданных параметров срабатывания. Порядок вычислений здесь такой же, как и при выборе параметров РЗА. Но для каждого расчетного условия выбиралось не удовлетворяющее ему значение параметра, а определялись коэффициенты надежности и отстройки, соответствующие расчетному условию и заданному параметру срабатывания. Далее они сравнивались с нормативами.
Анализ работы резервных ступенчатых защит линий и (автотрансформаторов выполняется для заданных параметров РЗА и повреждений в защищаемой сети. Его область применения - проверка эффективности работы резервных ступеней токовых защит нулевой последовательности и дистанционных защит с заданными параметрами при отключении того или иного повреждения. Задача решалась при послеаварийном анализе работы РЗА. Последнее актуально для сетей сложной конфигурации, где выбор параметров резервных защит при условии обеспечения их правильной работы в зонах дальнего резервирования затруднен. Анализ предполагал контроль за состоянием всех участвующих в расчете комплектов защит с фиксацией моментов срабатывания измерительных органов отдельных ступеней или их возвратов при автоматических изменениях схемы сети в соответствии с отключениями вследствие срабатывания защит. Параметры РЗА, участвующих в расчете, извлекались из справочной базы данных или заданы инженером. Последний указывал перечень защит, повреждения в сети и изменения в ее схеме. Анализ работы защит производится путем определения их состояния при сопоставлении электрических величин промышленной частоты, подводимых к измерительным органам, с параметрами РЗА без учета динамических свойств элементов энергосистемы.
Выбор параметров защит подстанционных элементов включал программы расчета дифференциальных защит (автотрансформаторов с реле РНТ-560, ДЗТ-11, ДЗТ-21, дифференциальных защит шин 110-220 кВ с реле РНТ-560, максимальных токовых защит трансформаторов с независимыми и зависимыми выдержками времени, секционных выключателей 6-10 кВ и дифференциальных защит ошиновок 6-10 кВ. Рассматриваемые программы использовали информацию из раздела «База данных элементов подстанций» справочной базы данных, по которой автоматически строилась расчетная схема.
Программа проверки токовых отсечек линии в ремонтных режимах, созданных по диспетчерским заявкам. Как известно, при рассмотрении заявок на вывод оборудования большие трудозатраты сопряжены с определением расчетных точек КЗ по условиям отстройки токовых отсечек нулевой последовательности в схемах со взаимоиндукцией. При решении задачи за инженером сохраняется составление перечня отсечек и указание изменений в расчетной схеме. Проверка земляных отсечек на линиях, имеющих индуктивные связи с другими электропередачами, выполняется не только при КЗ на защищаемой линии, но и на линиях, индуктивно с ней связанных. При этом расчетные точки КЗ определяются автоматически по информации из базы данных расчетных схем и справочной базы.
Назначение программы определения мест повреждения на ВЛ 110 кВ и выше - оперативные расчеты для ОМП по показаниям фиксирующих приборов и фактическому состоянию сети на уровне центрального и районных диспетчерских пунктов. Расстояние до места повреждения определяется по параметрам аварийного режима (токов и напряжений нулевой последовательности) из расчетной схемы сети и по их замеренным ФИП значениям для одного или обоих концов ВЛ. В последнем случае расчеты ведутся по отношениям измеренных показаний в любом сочетании (например, двух токов или напряжений для обоих концов, тока с одного конца и напряжения с другого) для исключения влияния переходного сопротивления в месте КЗ. Настройка расчетной модели сети на текущее состояние выполняется вручную диспетчером или автоматически по информации из базы телемеханических данных. При внедрении программы детальному анализу подвергнуто около 500 КЗ в сетях энергосистемы. Выполнено сравнение расчетных и действительных мест повреждения. Получены удовлетворительные результаты. Целесообразность ОМП с использованием расчетной схемы диктовалось значительным числом подстанций, имеющих обходные связи, а также многочисленными коридорами индуктивно связанных линий, соединяющих различные подстанции. Оперативные изменения в такой сети существенно меняли протекание токов КЗ по ее элементам. В этой связи задача ОМП без использования расчетной схемы системы, адекватной текущему ее состоянию, не давала достоверных результатов.
Программа расчета токов КЗ в схеме «на максимум» автоматизировала расчеты по всем узлам сети, размещая результаты в файле стандартного формата. Последний задействован для разных целей - создания отчетных форм, проверки отключающей способности выключателей и пр.
В комплексе ТК3-3000 экранные табличные формы работы с расчетной схемой, что недостаточно наглядно при ее формировании, корректировке, просмотре параметров и топологии сети. Общепринятая практика внедрения графического интерфейса такова: разрабатывают графический редактор, задают атрибуты привязки графических объектов к базе данных параметров, средствами графического редактора вручную создают схему электрических соединений, заносят в базу данных параметры элементов сети. Трудоемкость рисования и поддержки схемы, содержащей свыше 3000 узлов и 5000 ветвей, каковой являлась схема региональной системы для напряжения 110 кВ и выше, подтолкнуло к иному решению - разработке средств автоматического представления схемы по информации, подготовленной средствами формирования расчетной схемы. Это позволило уже на первом этапе получить относительно простой и практически полезный продукт, увеличивший наглядность при работе со схемой сети. На ее графическое представление накладывались параметры элементов, идентификаторы узлов, параметры РЗА и другая информация, извлекаемая из базы данных расчетных схем и справочной базы данных. При развитии графических средств возможна более глубокая увязка их с информационной базой данных для задач РЗА - изменение элементов базы с помощью графического интерфейса, формирование заданий на расчет и т.д.
Программа проверки измерительных трансформаторов тока ориентирована на оценку условий их работы, обеспечивающих допустимый уровень погрешности измерения. Это одно из условий повышения надежности устройств РЗА. Изменение уровней токов КЗ и нагрузки измерительных трансформаторов при реконструкции РЗА вынуждают периодически проверять трансформаторы на допустимые погрешности. Приемлемая точность обеспечена детальным воспроизведением характеристик намагничивания или их построением по вольт-амперным характеристикам, снятых с конкретных трансформаторов. С помощью программы решалась задача создания и ведения их базы данных. Для каждого конкретного случая можно выполнить расчет допустимой нагрузки трансформаторов с различными характеристиками намагничивания при заданной погрешности, построение характеристик 10%-ной погрешности, проверку на допустимую погрешность по заданной нагрузке, проверку по вольт-амперным характеристикам, выбор сечения контрольных кабелей.
Программы для решения оперативно-учетных задач связаны с обработкой обширных массивов данных. Они позволяют в центральных службах защит решать вопросы по организации эксплуатации: разработка планов проверок РЗА и контроль за их выполнением; анализ и учет работы РЗА; рассмотрение заявок на ввод-вывод из работы электротехнического оборудования и устройств РЗА.
В заключении затронем перспективы автоматизации расчетов. Совершенствование средств вычислительной техники и базового программного обеспечения ставит перед разработчиками прикладных программ все новые проблемы. Потребители непрерывно ужесточают требования к качеству программ. Становится необходимым существенное повышение автоматизации подготовки исходной информации и выполнения расчетов, введение свойств экспертных систем. Возросли требования к пользовательскому интерфейсу. Специфика расчетов параметров РЗА настоятельно ставит вопрос об использовании последнего для формировании задания на расчет, контроля за его выполнением и представления результатов. Такой интерфейс позволит непосредственно работать со схемой защищаемого объекта, не обращаясь к помощи многочисленных вспомогательных материалов, обязательных при наличии на экране таблиц с данными для расчета и комментариев к ним. Возможности новых разработок зависят от характеристик информационно-вычислительной базы и в первую очередь от программ расчета электрических величин в аварийных режимах. В этой связи затронем вопросы, вытекающие из приобретенного опыта разработок программных средств и их практического применения.
До настоящего времени сохраняется тенденция, сформировавшаяся на начальном этапе внедрения вычислительной техники. Она состоит в том, что работы в этой области ведутся на основе расчетной модели, в которой элементы сети представлены схемами замещения. Тенденция характерна и для комплекса ТКЗ-3000, и предполагаемого ему на смену новому варианту. Ранее такой подход оправдывался ограниченными ресурсами вычислительной техники. Современное состояние ее и средств создания прикладных программ ставит вопрос о кардинальном изменении среды, в которой может и должен работать инженер. Новацией видится переход на работу с первичной схемой электрических соединений, представленной ее элементами с необходимыми параметрами. Данный подход имеет стратегическую направленность. Она связана с тем, что первичная схема - основа для выполнения всех электротехнических расчетов: токов КЗ, параметров РЗА, установившихся режимов и устойчивости. Расчетные схемы одной и той же сети, например, для выбора параметров РЗА и расчета установившихся режимов, различны. Сложившаяся, практика работы с расчетными схемами вынудила формировать их и поддерживать индивидуально по каждому классу электротехнических задач отдельными коллективами (служба защит, служба режимов,...), что нерационально. При работе с первичной схемой пользователь имеет дело с элементами сети с соответствующими диспетчерскими наименованиями. Все операции над ней ведутся с использованием принятой профессиональной терминологии. Далее следуют изменения расчетной модели, производимые программно и скрытые от пользователя.
Такой представляется идеальная схема формирования профессиональной среды инженера-электрика для работы со схемой энергосистемы. Положение на практике далеко от желаемого. Как уже отмечалось, базовый комплекс ТКЗ—3000, а также новый, предполагаемый ему на смену, ориентированы на работу с расчетными схемами. На данном этапе выдвигать требования, привязывающие их к работе с первичной схемой, неправомерно. Без базы данных электротехнического оборудования это нецелесообразно, а унифицированных баз такого типа, повсеместно используемых в энергосистемах страны, нет. Кроме того, необходимость создания нового базового комплекса в сжатые сроки ограниченными силами и сохранения преемственности программных продуктов не позволяют разработчикам в корне менять подход к работе со схемами электрических соединений. Приемлемое решение в таких условиях - сохранение комплексов типа ΤΚЗ-3000 в виде средств работы с расчетными схемами. Для формирования последних следует ввести дополнительный уровень пользовательского интерфейса, работающего с первичной схемой и созданной базой данных электротехнического оборудования. Следовательно, при развитии комплексов типа ΤΚ3-3000, они должны сохраниться в качестве расчетной базы определения электрических величин в аварийных режимах, имеющей открытые стыки для подключения к ней различных технологических программ.
На основании изложенного сформулируем следующие выводы:
- основой выбора параметров РЗА являлась совокупность трех взаимоувязанных элементов автоматизации: расчета электрических величин в аварийных режимах, выбора и проверки эффективности параметров РЗА;
- развитие средств автоматизации выбора параметров РЗА имело эволюционный характер. В динамике прослеживалось последовательное прохождение четырех этапов: расчета электрических величин в аварийных режимах, выбора и проверки эффективности параметров РЗА, формирования расчетных режимов и условий проверки, перехода на пользовательском уровне от работы с расчетной схемой к первичной схеме электрических соединений;
- переход на пользовательском уровне от работы с расчетной к первичной схеме и наличие унифицированной базы данных оборудования позволит интегрировать в едином комплексе основные классы электротехнических задач, что принципиально важно для оптимального построения энергосистем применительно к стадиям долгосрочного и краткосрочного планирования и оперативного управления;
- применение средств автоматизации позволяет повысить качество выбора параметров РЗА за счет возможности анализа большего числа вариантов расчетных условий и повысить уровень эксплуатации устройств РЗА благодаря эффективному использованию данных учета и статистики.
