Обзор устройств противоаварийной автоматики (ПА)

Устройства противоаварийной автоматики предназначены для автоматического реагирования на возникновение в энергосистеме утяжеленного или аварийного режимов с целью возвращения системы к нормальному режиму работы. Присутствие устройств ПА в энергосистеме обусловлено необходимостью решения двух основных задач:

·         обеспечения сохранности оборудования;

·         повышения допустимых перетоков по линиям  электрических сетей.

В системах противоаварийной автоматики подстанций и генерирующих объектов условно можно выделить два уровня противоаварийного управления: уровень устройств локальной ПА и уровень устройств централизованной ПА. Отличие оборудования этих двух уровней состоит в объеме обрабатываемой входной информации и наборе функций, выполняемых устройствами. Устройства локальной ПА обрабатывают информацию, поступающую с одного или двух присоединений, в то время как устройство централизованной ПА собирает и обрабатывает данные со множества присоединений, относящихся к одному энергорайону, включающему как генерирующие объекты, так и подстанции. Устройства централизованной ПА, как правило, работают под управлением УВК ЦСПА (управляюще-вычислительный комплекс централизованной системы противоаварийной автоматики), находящемся в ведении системного оператора (СО), а устройства локальной ПА зачастую функционируют обособлено от УВК ЦСПА по алгоритмам, заложенным на этапе наладки и ввода в эксплуатацию.

Для реализации функций локальной автоматики инженерная компания «Прософт-Системы» представляет изделия МКПАМКПА-2ТПА-01. Для создания комплексов централизованной автоматики энергоузла применяется устройство УПАЭ.
Перечень функций ПА, реализуемых с помощью изделий компании «Прософт-Системы», приведен в таблице 1.

Таблица 1.
Алгоритмы противоаварийной автоматики (ПА)

Алгоритмы локальной ПА

Алгоритмы централизованной ПА

АЛАР

автоматика ликвидации
асинхронного режима

КЦН

функция контроля вторичных цепей напряжения 

АПНУ

автоматика предотвращения
нарушения устойчивости

АЛАР
ФКТ

автоматика ликвидации
асинхронного режима по току

ФОБ

функция фиксации отключения блока

АРУ

автоматика разгрузки узла

АОПН

автоматика ограничения
повышения напряжения

ФОДЛ

функция фиксации отключения двух линий

АДВ

автоматика дозированных 
воздействий

АОПО

автоматика ограничения
перегрузки оборудования

ФОДТ

функция фиксации отключения двух трансформаторов

АРОЛ и
АРОДЛ

автоматика разгрузки
при отключении одной или двух
линий электропередач

АОПЧ

автоматика ограничения
повышения частоты

ФОЛ

функция фиксации отключения линии

САОН

специальная автоматика
отключения нагрузки

АОСН

автоматика ограничения
снижения напряжения

ФОСШ

функция фиксации отключения системы шин

АРС

автоматика разгрузки станции

АОСЧ

автоматика ограничения
снижения частоты

ФОТ

функция фиксации отключения трансформатора

АЗС

автоматика загрузки станции

АРКЗ

автоматика разгрузки
при близких коротких замыканиях

ФСМ

функция фиксации сброса мощности

 

 

АРПМ 

автоматика разгрузки при
перегрузке по мощности

ФТКЗ

функция фиксации тяжести короткого замыкания

 

 

АУР

автоматика управления реактором

 

 

 

 

КПР

функция контроля предшествующего режима

 

 

 

 

 

Структура системы ПА энергообъекта

Упрощенная схема системы ПА энергообъекта показана на рисунке 1. Все устройства ПА получают необходимые для работы данные с первичного оборудования (измерительные трансформаторы, блоки выключателей и разъединителей), измерительных преобразователей электрических величин, терминалов релейных защит, шкафов управления первичным оборудованием. Удаленные доаварийные и аварийные сигналы принимаются по ВЧ-каналам или оптоволоконным каналам, организованным посредством устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) АВАНТ K400. Как показано на рисунке 1, устройства локальной ПА, реализуя противоаварийное управление по своим алгоритмам и на своем уровне, могут в свою очередь являться источниками пусковых сигналов для централизованной автоматики энергоузла. В этом заключается иерархическая структура системы ПА энергообъекта. В качестве примера можем рассмотреть классическую ситуацию. Изделие МКПА, реализуя функции (например, АЛАР или АОПН), воздействует на выключатели вверенной линии. Если в результате воздействия линия оказалась отключенной и МКПА зафиксировал этот факт, то он выдает в УПАЭ сигнал вида «фиксация отключения линии» (ФОЛ). Для УПАЭ сигнал ФОЛ является типичным пусковым органом, запускающим аварийный цикл УПАЭ. Будет ли реализовано какое-то управляющее воздействие по результатам работы аварийного цикла УПАЭ, определяется таблицами управляющих воздействий (ТУВ) УПАЭ. 

Рисунок 1.
Иерархическая структура системы ПА

Схема цифровой сети комплекса ПА показана на рисунке 2. Технологическая ЛВС ПА строится на основе двух независимых сетей Ethernet в целях резервирования. Каждая сеть организуется на основе управляемого коммутатора. В каждой сети участвуют следующие виды абонентов:

  • полукомплекты УПАЭ;
  • устройства локальной автоматики (МКПА, МКПА-2);
  • АРМы УПАЭ;
  • источники доаварийной информации (например, шкафы цифровых измерительных преобразователей, шкафы измерения температуры и пр.).

Сеть ЛВС ПА предназначена для обмена доаварийной информацией между абонентами сети по TCP/IP-соединению в протоколе МЭК 60870-5-104. Стандарт МЭК 61850-8-1 в части передачи/приема GOOSE-сообщений устройствами ПА тоже поддерживается.  

В последние несколько лет в обязательном порядке осуществляется интеграция системы ПА с системой АСУ ТП, при этом не только осуществляется передача в систему АСУ ТП информации о работе ПА, но и принимается доаварийная информация о состоянии оборудования энергообъекта или смежных энергообъектов. Технологические сети АСУ ТП и ПА рекомендуется разделять маршрутизаторами. В систему АСУ ТП данные о работе устройств ПА передаются в протоколе МЭК 60870-5-104 или согласно стандарта МЭК 61850.

Для передачи таблиц управляющих воздействий (ТУВ) из УВК ЦСПА в УПАЭ организован обособленный резервированный канал межмашинного обмена (ММО), обеспечивающий передачу данных протокола TCP/IP с пропускной способностью не менее 64 Кбит/сек.

Устройства комплекса ПА энергообъектов должны иметь 100% резервирование как в части цепей входных и выходных сигналов, управляющих микропроцессорных блоков, так и в части организации информационных цифровых каналов обмена данными между устройствами внутри комплекса ПА и со смежными системами.

Рисунок 2.
Схема технологической ЛВС комплекса ПА

Комплекс САОН на базе УПАЭ

Комплекс специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) предназначен для сохранения устойчивости узла нагрузки при аварийных возмущениях, таких как отключение одной или нескольких питающих линий. Также комплекс САОН служит для ликвидации перегрузки оставшихся связей вверенного узла с внешней энергосистемой. САОН действует на узел нагрузки путём селективного отключения потребителей. При построении комплекса САОН требуется организация распределенной иерархической структуры контроллеров ПА во главе с УПАЭ. Устройства локальной автоматики, например МКПА-2, в комплексе САОН служат для реализации команд вида «отключение нагрузки» (ОН) и «включение нагрузки» (ВН), поступающих от УПАЭ, а также для формирования сигналов состояния элементов сети (ремонт / введено) и вычисления суммарной нагрузки подстанций. Быстродействующие сигналы ОН выдаются в МКПА-2 посредством сети УПАСК (АВАНТ К400), а небыстродействующие сигналы ВН по команде персонала, ТС и ТИ между устройствами передаются посредством сети Ethernet по протоколу МЭК 60870-5-104.

По каждой ПС в конфигурации УПАЭ может быть предусмотрен отдельный суточный график нагрузки, т. к. величина базовой нагрузки у каждой ПС своя. В суточном графике нагрузки для каждой ПС задаются месячные коэффициенты и почасовые коэффициенты. Это позволяет более гибко управлять нагрузкой при сохранении устойчивости узла.

За счёт гибкого программирования устройств ПА есть возможность использовать УПАЭ, в том числе как часть системы АПНУ, предназначенной для сохранения устойчивости внешней энергосистемы, реализуя отключение элементов ОРУ ТЭЦ (как показано на рисунке 5) при аварийных возмущениях во внешней энергосистеме. Устройства МКПА-2 при отсутствии пусковых команд от УПАЭ могут на своём уровне реализовать функции локальной автоматики, такие как АОСЧ, АОСН и прочие.

Рисунок 1.
Структурная схема комплекса САОН на базе УПАЭ

 

Комплекс АПНУ на базе УПАЭ

В основе функционирования алгоритма предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) лежат результаты расчётов устойчивости вверенной энергосистемы при всех возможных аварийных воздействиях во всех возможных ремонтных схемах сети. Функция АПНУ подразумевает, что комплекс ПА в случае необходимости будет воздействовать на объекты энергоузла командами вида «отключение нагрузки» (ОН), отключая линии потребителей, и командами вида «отключение генератора» (ОГ) или «разгрузка турбины» (РТ), снижая генерацию во вверенной энергосистеме. Комплекс АПНУ устанавливается на узловой подстанции (например, напряжением 500 кВ). Выбор подстанции для установки АПНУ определяется наличием каналов связи с соседними подстанциями, генерирующими объектами и диспетчерским управлением. Комплекс АПНУ может быть построен на базе устройства УПАЭ. Структурная схема комплекса АПНУ на базе УПАЭ представлена на рисунке 1.

УПАЭ функционирует по принципу 2 ДО. Исходные варианты таблиц управления для каждой предусмотренной схемы сети закладываются в устройство на этапе наладки. УПАЭ выбирает исходную таблицу на основании схемы сети, сложившейся в текущий момент. На основании исходной таблицы и загрузки сечений формируется таблица управляющих воздействий (ТУВ ЛАПНУ), в которой для каждого пускового органа подготовлены необходимые УВ. При наличии связи с сервером ЦСПА, последний может периодически передавать в УПАЭ ТУВ УКПА, вычисленную на расчетной модели сервера. ТУВ УКПА имеет приоритет над ТУВ ЛАПНУ, сформированной УПАЭ локально.

Определение действующей схемы узла устройством УПАЭ осуществляется на основании входной доаварийной информации. Для комплекса АПНУ входными доаварийными дискретными сигналами (сигналами ТС) являются сигналы о ремонте оборудования: «фиксация ремонта линии (ФРЛ)», «фиксация ремонта блока (ФРБ)», «фиксация ремонта автотрансформатора (ФРАТ)» и прочие. Информация о перетоках мощности по линиям энергоузла передаётся в УПАЭ в виде аналоговых сигналов ТИ, либо в цифровом виде по технологической ЛВС из ССПИ или от цифровых измерительных преобразователей мощности.

Для комплекса АПНУ обычным пусковым сигналом (ПО) является сигнал вида «фиксация отключения линии (ФОЛ)». В случае поступления сигнала ПО, доаварийный цикл прекращается, ТУВ ЛАПНУ (и ТУВ УКПА, если была передана из сервера ЦСПА) фиксируются, и запускается цикл аварийного управления. В цикле аварийного управления осуществляется опрос входов ПО с высокой разрешающей способностью (один раз за 1 мс), идентификация соответствующих строк таблицы управляющих воздействий, с выдачей выбранных УВ по ним.

Рисунок 1.
Структурная схема комплекса АПНУ на базе УПАЭ

Комплекс АРС на базе УПАЭ

Необходимость применения автоматики разгрузки / загрузки (АРС / АЗС) электростанции обусловлена требованиями обеспечения устойчивости энергосистемы при выдаче станцией мощности. Кроме того, данная автоматика необходима, чтобы предоставить в распоряжение ЦСПА воздействия вида «отключение генерации» (ОГ) на станции, участвующей в ЦСПА.

В задачу АРС на базе УПАЭ входит контроль за состоянием блоков (гидрогенераторов) станции, в том числе получение ТИ замеров активной мощности. Доаварийными входными дискретными параметрами для комплекса АРС являются сигналы состояния оборудования («ремонт / работа»), сигналы о возможности привлечения блока для нужд ПА.

Как правило, комплекс АРС встроен в общую систему противоаварийной автоматики энергообъекта. Пусковыми сигналами (ПО) комплекса АРС могут служить сигналы, предписывающие комплексу снизить генерацию на определенное количество МВт. Источниками пусковых сигналов комплекса АРС могут служить смежный комплекс централизованной ПА (АПНУ), устройства локальной ПА (МКПАМКПА-2) или приемники УПАСК (АВАНТУПК-Ц).

В качестве управляющих воздействий АРС могут выступать дискретные команды разгрузки турбин, команды отключения блоков или генераторов, команды отключения нагрузки, и т. п. Нередко в одном УПАЭ функции АРС и функции автоматики разгрузки узла (АРУ) совмещены.

Комплекс АРС может быть реализован как с возможностью выбора блоков под отключение вручную, так и с автоматическим выбором блоков под отключение, где критериями являются: допустимость привлечения блока, генерация блока, отсутствие запрета персонала на отключение блока. Автоматический выбор блоков должен производиться таким образом, чтобы отключить минимальное число блоков, необходимое для реализации требуемого объема УВ. При значительном отключении генерации, АРУ может формировать балансирующее УВ отключения нагрузки (ОН). 

Рисунок 1.
Структурная схема комплекса АРС на базе УПАЭ

Противоаварийная автоматика для объекта класса напряжения 6/35/110 кВ

Терминал противоаварийной автоматики ТПА-01 применяется в качестве микропроцессорного устройства противоаварийной автоматики (ПА) для подстанций 6/ 35 / 110 кВ. Возможна поставка в виде отдельного устройства для установки в существующие панели или в составе электротехнического шкафа. В одном шкафу размещаются один или два терминала и дополнительное оборудование (испытательные блоки, переключатели, промежуточные реле для выдачи управляющих воздействий (УВ), органы сигнализации и индикации). Особенность ТПА-01 состоит в том, что алгоритмы работы ТПА-01 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт. Терминалом ТПА-01 могут быть реализованы одновременно несколько функций ПА (АЧР, ЧАПВ, АОСН, НАПВ, АЧРС и другие) при наличии достаточного количества аналоговых входов, дискретных входов / выходов.

Пример схемы реализации функции АЧР / АОСН на двух секциях шин класса напряжения 10 кВ в составе понижающей подстанции 110 / 10 кВ показан на рисунке 6. Устройство ТПА-01 в составе шкафа АЧР / АОСН контролирует трехфазное напряжение (Ua, Ub, Uc) на шинах 110 кВ и в случае снижения значения напряжения или частоты на шинах до уставок срабатывания выдает УВ на отключение потребителей (выключателей В11… В14). При необходимости терминал ТПА-01 выдает УВ на повторное включение отключенного оборудования (АПВ). 

Рисунок 1.
Пример реализации функций АЧР, АОСН с использованием ТПА-01

Противоаварийная автоматика для объекта класса напряжения 110/220/330/500 кВ

Любые типовые (АЛАР, АОПО, АОСЧ, АОПН) и нетиповые алгоритмы локальной противоаварийной автоматики для подстанций 110/220/330/500 кВ могут быть реализованы с использованием устройств МКПА или МКПА-2.

Отличие изделий МКПА и МКПА-2 заключается в количестве входов / выходов и конструктивном исполнении. Устройство МКПА размещается в стандартном шкафу с габаритными размерами 800x600x2200 (2100) мм.

Устройство МКПА-2 представляет собой терминал для установки в 19" стойку. Может быть установлен 1 либо 2 терминала (в стандартном шкафу).

Устройствами МКПА и МКПА-2 могут реализовывать несколько функций одновременно при наличии достаточного количества аналоговых входов, дискретных входов и выходов. Алгоритмы работы МКПА и МКПА-2 реализованы на свободно программируемой логике и могут гибко настраиваться на этапе наладки и ввода в эксплуатацию, а также во время технического обслуживания или планового вывода устройства в ремонт.

На рисунке 1 приведен пример реализации функций ликвидации асинхронного режима линии (АЛАР) и автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) с использованием двух устройств МКПА.

Автоматика АЛАР предназначена для выявления асинхронного хода по параметрам режима контролируемого присоединения и выдачи управляющих воздействий для деления электросети на несвязанные участки. Автоматика АОПО предназначена для определения факта превышения перетока активной мощности по линии в заданном направлении и выдачи управляющих воздействий. На рисунке упрощенно показана схема энергоузла с двумя генерирующими объектами ГРЭС 1, ГРЭС 2 и одной подстанцией ПС. В отсутствие аварийных режимов в сети генераторы на ГРЭС 1 и ГРЭС 2 работают синхронно. По ряду причин (например, короткое замыкание на ли
нии ПС-ГРЭС 2) синхронная работа генераторов может нарушается.

МКПА с алгоритмом АЛАР должен быть подключен к трем фазным токам (Ia, Ib, Ic) и трем фазным напряжениям (Ua, Ub, Uc) контролируемого присоединения. Для отслеживания неисправностей во вторичных цепях напряжения в МКПА также заводятся три фазных напряжения с дополнительных вторичных обмоток ТН, соединенных по схеме разомкнутого треугольника. Итого для работы алгоритма АЛАР достаточно следить за девятью аналоговыми величинами. Все остальные параметры, необходимые для работы АЛАР (сопротивления, мощности и т. д.), вычисляются из фазных токов и напряжений. Для работы алгоритма АОПО нужны те же измерения трех фазных токов (Ia, Ib, Ic), трех фазных напряжений (Ua, Ub, Uc). Ввиду этого функции АЛАР и АОПО удобно размещать в одном МКПА. Замеры температуры окружающей среды, необходимые для правильного функционирования АОПО, вводятся в МКПА из цифрового устройства нормализации УНЦ-1, которое получает сигналы с выносного датчика и отправляет данные в технологическую сеть ЛВС ПА по протоколу МЭК 61850-8-1 GOOSE.

Управляющие воздействия АЛАР вида «отключение выключателя» подаются к местным выключателям. Вместе с управляющим сигналом на отключение формируется сигнал запрета на включение от устройства АПВ (автоматика повторного включения). После деления сети устройством АЛАР обратное восстановление целостности возможно только по команде оператора. На рисунке 1 изображены два устройства МКПА, которые резервируют друг друга. Они выполняют одну и ту же функцию АЛАР на одном и том же присоединении, воздействуя на выключатели линии, каждый со своей стороны. Управляющие воздействия АОПО подаются к выключателям линий нагрузки. На рисунке таким выключателем служит В4, который является для устройства МКПА-АОПО удаленным. К месту назначения управляющие воздействия (УВ) АОПО передаются через оптоволоконный канал связи, образованный устройствами АВАНТ К400.

Рисунок 1.
Пример реализации функций АЛАР, АОПО с использованием МКПА

МКПА с алгоритмом АЛАР должен быть подключен к трем фазным токам (Ia, Ib, Ic) и трем фазным напряжениям (Ua, Ub, Uc) контролируемого присоединения. Для отслеживания неисправностей во вторичных цепях напряжения в МКПА также заводятся три фазных напряжения с дополнительных вторичных обмоток ТН, соединённых по схеме разомкнутого треугольника. Итого для работы алгоритма АЛАР достаточно следить за девятью аналоговыми величинами. Все остальные параметры, необходимые для работы АЛАР (сопротивления, мощности и т.д.), вычисляются из фазных токов и напряжений. Для работы алгоритма АОПО нужны те же измерения трёх фазных токов (Ia, Ib, Ic), трёхфазных напряжений (Ua, Ub, Uc). Ввиду этого функции АЛАР и АОПО удобно размещать в одном МКПА. Замеры температуры окружающей среды, необходимые для правильного функционирования АОПО, вводятся в МКПА из цифрового устройства нормализации УНЦ-1, которое получает сигналы с выносного датчика и отправляет данные в технологическую сеть ЛВС ПА по протоколу МЭК 61850-8-1 GOOSE.

Управляющие воздействия АЛАР вида «отключение выключателя» подаются к местным выключателям. Вместе с управляющим сигналом на отключение формируется сигнал запрета на включение от устройства АПВ (автоматика повторного включения). После деления сети устройством АЛАР обратное восстановление целостности возможно только по команде оператора. На рисунке изображены два устройства МКПА, которые резервируют друг друга. Они выполняют одну и ту же функцию АЛАР на одном и том же присоединении, воздействуя на выключатели линии, каждый со своей стороны. Управляющие воздействия АОПО подаются к выключателям линий нагрузки. На рисунке таким выключателем служит В4, который является для устройства МКПА-АОПО удалённым. К месту назначения управляющие воздействия (УВ) АОПО передаются через оптоволоконный канал связи, образованный устройствами АВАНТ К400.