Системы телемеханики в электроэнергетике

Автоматическое управление режимами работы электроэнергетических систем и объектов является одной из важнейших научно-технических задач современной энергетики, решение которой призвано обеспечить надежность, устойчивость и экономичность технологического процесса выработки, передачи, распределения и потребления электрической энергии. Надежная работа энергосистемы, в свою очередь, обеспечит повышение эффективности производственных процессов на промышленных предприятиях и в агропромышленных комплексах. Для четкого взаимодействия всех элементов энергосистемы и всей системы в целом необходимо автоматическое управление.

Для централизованного управления энергетикой существует специальная служба оперативно-диспетчерского управления. Диспетчерское управление производится централизованно и непрерывно в течение суток под руководством оперативных руководителей энергосистемы — диспетчеров.

Диспетчерские пункты всех уровней управления должны быть оснащены автоматизированными системами диспетчерского управления.

Если учесть, что Единая энергетическая система России (ЕЭС России) объединяет на территории многих часовых поясов сотни электростанций, общая установленная мощность которых превышает 170 ГВт, то становится понятным, что решение задач диспетчерского управления невозможно без телемеханики.

Первая аппаратура для телемеханики на контактных элементах появилась в отечественной энергетике в 1948 г. Широкое внедрение телемеханики на бесконтактных элементах началось с 1958 г. В конце 1960-х гг. началось использование интегральных схем, а в конце 1980-х в схемотехнике систем телемеханики произошел технологический прорыв: вместо микросхем с жесткой логикой в контроллерах стали использовать микропроцессоры, что позволило гибко адаптировать аппаратуру под решение новых задач путем замены программного обеспечения. В связи с этим все большее значение имеет программное оснащение контроллеров.

В настоящее время все диспетчерские пункты энергосистем и энергообъединений телемеханизированы. Создаются автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) всех уровней и разрабатываются проекты телемеханизации районов распределительных сетей (РРС) и отдельных подстанций. Все больше расширяются функции телемеханики на объектах управления. В связи с внедрением новой техники возникает необходимость передачи ряда новых параметров телеизмерения. Возросли требования к надежности и точности передачи информации, что обусловило применение более помехозащищенных кодов и более совершенных методов преобразования информации.

Современный специалист-телемеханик должен обладать глубокими знаниями в области энергетики, связи, цифровой техники и электронно- вычислительных систем. Ограниченный объем настоящего издания не позволяет в полной мере осветить эти вопросы. Поэтому рассмотрим лишь основные принципы диспетчерского управления в электроэнергетике на примере классической, так называемой двухуровневой системы, показанной на рис. 6.21.

Контроль за системой и управление ею осуществляют из диспетчерского пункта управления (ПУ), где находится автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера, включающее ЭВМ и аппаратуру телемеханики — микропроцессорный контроллер и мнемонический щит. Объекты управления и контроля находятся на одном или нескольких контролируемых пунктах (КП). Взаимодействие между ПУ и КП происходит по каналу связи. При подключении к одному каналу связи нескольких КП каждый из них должен иметь свой идентификационный номер.

Система телемеханики, как правило, включает в себя устройства циклического опроса контролируемых объектов, сравнения измеряемых величин с заданными, контроля за режимом работы оборудования, а также передачи команд управления оборудованием и проверки их выполнения. Это позволяет диспетчеру иметь оперативную информацию о режиме сети и при необходимости активно вмешиваться в его изменение.

Нижний уровень

Рис. 6.21. Двухуровневая телемеханическая система

На каждом КП для связи с контролируемым объектом устанавливают устройство сопряжения с объектом (УСО), функции которого выполняет программируемый контроллер (декодер или концентратор). Он передает информацию на объект и собирает информацию с объекта посредством датчиков и преобразователей. Датчиками могут быть простые двухпозиционные переключатели, состояние которых изменяется при изменении состояния объекта (включен-отключен, норма-авария и т.п.) или аналого- цифровые преобразователи.

Замечание 6.9

Современные контроллеры КП могут получать информацию не только с датчиков и преобразователей, но и с различных микропроцессорных устройств, например, приборов учета и релейной защиты. Для этого в контроллерах предусмотрены специальные локальные интерфейсы.

Передача посылки (сообщения) от КП к КУ о состоянии датчиков контролируемого объекта называют телесигналом (ТС). Контроллер ПУ, получив ТС, передаст его на АРМ диспетчера, который в случае необходимости предупреждает диспетчера звуковым сигналом и соответствующим образом изменяет состояние изображения контролируемого объекта на экране дисплея. Одновременно сигнал с контроллера поступает на мне- мощит, на котором зажигается соответствующий индикатор.

Для количественной оценки состояния объекта (технологического оборудования) на КП применяют преобразователи, которые преобразуют значения физических параметров (температуры, давления, напряжения, тока) в нормированные электрические сигналы. Контроллер КП измеряет значения этих сигналов и передает их на ПУ в цифровом виде в посылках телеизмерений (ТИ). Сигналы ТИ также поступают на АРМ диспетчера, которое отслеживает уровни приходящих измерений и сигнализирует о превышении критического порога — уставки. Одновременно результаты поступают и на мнемощит. Ввод информации по каждому измерительному каналу должен осуществляться с дискретностью порядка 0,5—1 с в нормальном режиме и порядка 1 мс при аварийных режимах.

Если необходимо изменить ход контролируемого процесса на каком- либо КП, оператор на ПУ через АРМ диспетчера посылает в систему команду телеуправления (ТУ). Контроллер КП, получив команду, проверяет ее достоверность и выдает электрический сигнал для включения или отключения выбранного оператором объекта. На П У по каналу ТС передается сигнал о выполнении полученной команды.

Как уже было сказано выше, современные контроллеры КП могут получать информацию не только с датчиков и преобразователей, но и с приборов учета электрической энергии. При этом автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) могут интегрироваться в системы телемеханики. Таким образом, к традиционным функциям телемеханики (телеуправление, телесигнализация и телеизмерение) добавляются новые функции: энергоучет, балансовые расчеты и техническая диагностика технологического оборудования.

Контроль технического состояния и диагностика электрооборудования. Чтобы своевременно выявлять развивающиеся дефекты в технологическом оборудовании и не допускать его внезапных отказов, техническое состояние данного оборудования необходимо периодически проверять. Это обеспечивает поддержание требуемой степени надежности электрооборудования в процессе его эксплуатации.

Периодический контроль и диагностика с целью определения израсходованного ресурса оборудования необходимы и для обоснования выбора очередности замены находящегося в эксплуатации оборудования. Это особенно важно на современном этапе эксплуатации российских энергетических систем, поскольку более 70% основного оборудования уже выработало свой ресурс времени, регламентированный нормативными документами. Именно диагностика является тем основным инструментом, с помощью которого можно предупредить аварии в энергосистемах и снизить эксплуатационные затраты [36—40].

В технической диагностике в настоящее время различают два направления развития:

  • • диагностика оборудования в отключенном состоянии — тестовая диагностика (ТД);
  • • диагностика оборудования под рабочим напряжением в процессе его функционирования — функциональная, или рабочая, диагностика (РД).

Для функциональной диагностики может использоваться телемеханика. Примером функциональной диагностики может служить контроль механического состояния обмоток трансформаторов путем измерения индуктивного сопротивления короткого замыкания (КЗ) трансформатора в режиме его нормальной работы [28].

Известно, что при протекании токов по обмоткам трансформаторов на каждый проводник действуют радиальные механические силы, стремящиеся растянуть наружную обмотку и сжать внутреннюю. Кроме того, между витками одной и той же обмотки действуют осевые усилия, которые стремятся сжать обмотку по высоте. При нормальных нагрузках трансформатора силы, действующие на проводники обмоток, невелики и совершенно безопасны для конструкции обмоток. При коротком замыкании ток резко возрастает, электромагнитные силы возрастают пропорционально квадрату тока. При этом сила, действующая на витки обмотки трансформатора, при коротком замыкании может увеличиваться в 1000 раз и более. Такие силы способны деформировать и разрушить обмотку, что может привести к аварии. Поэтому необходим периодический контроль механического состояния обмоток трансформатора. Об изменении геометрии обмоток в результате остаточных деформаций под действием электродинамических усилий при КЗ можно судить по значению их индуктивности, измеряя индуктивное сопротивление короткого замыкания. В случае возникновения остаточных деформаций в обмотках происходит постепенное увеличение значения индуктивного сопротивления КЗ.

Этот параметр может определяться непосредственно в процессе эксплуатации под нагрузкой без отключения трансформатора от сети [58, 60]. Сопротивление короткого замыкания ZK можно определить по закону Ома как разность первичного Ux и приведенного вторичного U'2 напряжений трансформатора, деленную на первичный ток /1:

Здесь п — коэффициент трансформации трансформатора.

Значения всех параметров, стоящих в приведенном выражении, могут быть измерены в режиме рабочей нагрузки трансформатора с помощью измерительных приборов, подключенных к вторичным обмоткам трансформаторов напряжения и тока. Эти приборы постоянно подключены к трансформатору. Вычисление ZK производится с помощью встроенного микропроцессора. Зная активное сопротивление короткого замыкания RK обмотки, микропроцессор вычисляет индуктивное сопротивление короткого замыкания Хк по формуле

Индуктивное сопротивление Хк служит диагностическим признаком остаточных деформаций обмоток трансформатора под действием электродинамических усилий, возникающих при коротких замыканиях.

Другим параметром технического состояния трансформатора, определяемым с помощью функциональной диагностики, служит израсходованный ресурс его изоляции.

По мере старения изоляции, проводимость и диэлектрические потери в ней растут, а электрическая прочность снижается. Темпы теплового старения внутренней изоляции определяются скоростями химических реакций, зависящими от температуры. Согласно правилу Монтзингера при увеличении температуры изоляции в наиболее нагретой точке на каждые 6°С в диапазоне температур 80—140°С скорость ее старения увеличивается в 2 раза, а срок службы изоляции (ее ресурс) уменьшается в 2 раза.

Температура в наиболее нагретой точке принимается равной температуре обмотки трансформатора, которая измеряется с помощью термодатчика.

Динамику теплового износа изоляции можно описать интегральным выражением правила Монтзингера [28]. При этом абсолютный износ L изоляции, или ее израсходованный ресурс, за время т на интервале времени [?,, +т| определяют по формуле

где Т[1нт(?) — температура наиболее нагретой точки изоляции обмотки трансформатора, которая является функцией времени t в соответствии с режимом работы трансформатора на заданном интервале времени; АТ = б°С.

Функцию, стоящую под интегралом в выражении (6.9), называют скоростью старения изоляции. Аргументом этой функции является температура ?hht(0 наиболее нагретой точки изоляции. Передавая по каналу телеизмерения температуру наиболее нагретой точки, можно определить израсходованный ресурс изоляции на заданном промежутке времени. После этого можно прогнозировать ее остаточный ресурс.

Например, если трансформатор работал один год при температуре 104°С, и скорость старения изоляции равна двум, то интеграл L(т) будет равен 2т, т.е. износ изоляции будет равен двум годам. Это значит, что за счет температуры, повышенной на 6°С, за период работы в течение одного года изоляция потеряла свой ресурс и состарилась так, как если бы при номинальной температуре Гннх = 98°С она проработала не один год, а два года. Таким образом, с помощью выражения (6.9) можно анализировать износ изоляции при разных нагрузках трансформатора и оставшийся срок ее службы.

Из формулы (6.9) следует, что при неравномерном суточном (или циклическом) графике нагрузки допустимы систематические перегрузки, при которых суточный износ изоляции трансформатора должен быть меньше или равен расчетному, т.е. за одни сутки Ь(т) = т. Кроме систематических перегрузок при работе трансформатора возможны и кратковременные аварийные перегрузки, когда в аварийной ситуации требуется обеспечить электроснабжение потребителей, несмотря на наличие перегрузки трансформатора.

Отметим еще одно следствие из формулы (6.9). Нагрузка трансформатора в зимнее время может быть больше, чем нагрузка в летнее время. Стандарт разрешает использовать в этом случае так называемое однопроцентное правило систематических перегрузок, т.е. на каждый процент средней недогрузки летом трансформатор можно перегружать зимой на столько же процентов (но не более чем на 15%).

Для определения остаточного ресурса электромеханических выключателей фиксируется количество отключений и отключаемый ток. По этим данным определяют израсходованный ресурс выключателя и его остаточный ресурс. Выполнять указанные операции вручную затруднительно. Поэтому здесь используется автоматика и телемеханика.

Основная трудность рабочей диагностики в настоящее время состоит в том, что определение состояния трансформатора под нагрузкой сопряжено с необходимостью внедрения различного рода датчиков во внутреннее пространство трансформатора, а это весьма затруднительно из-за высокого напряжения.

Замечание 6.10

В настоящее время существующая концепция диспетчерского управления распределительными сетями в электроэнергетике существенно изменяется. Намечается тенденция перехода от диспетчерского управления распределительными сетями к полностью автоматическому управлению ими. Это связано с тем, что диспетчер должен проанализировать большой объем показаний измерительных приборов и принять правильное решение за ограниченное время. Кроме того, диспетчер подвержен воздействию различных факторов, которые влияют на его работоспособность и правильность принятия решения. Поэтому более глубокая автоматизация генерирующих агрегатов, питающих и распределительных сетей, не требующая диспетчерского управления, повысит надежность и экономичность функционирования электрических сетей и обслуживания потребителей электрической энергии. Некоторые аспекты таких систем автоматического регулирования будут рассмотрены в гл. 8.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >