Система мониторинга переходных режимов

Система мониторинга переходных режимов (далее — СМПР), использующая технологию синхронизированной векторной регистрации параметров электрического режима (технология СВРП) электроэнергетической системы (далее — ЭЭС), впервые начала внедряться как подсистема информационного обеспечения управления режимами ЭЭС в конце 80-х годов прошлого столетия. Ее появление и развитие было обусловлено усложнением топологии и структуры генерации и потребления электроэнергетических систем, повышением количества и увеличением тяжести крупных системных аварий, а также появлением и широким внедрением технологии глобального позиционирования (Global Positioning System, GPS), позволившей синхронизировать измерения и получить такой важный для динамического анализа параметр, как взаимный угол напряжения, который не удавалось получить с помощью существующих систем информационного обеспечения.

С созданием СМПР появилась возможность получать более детальную информацию о параметрах установившихся и главным образом переходных режимов ЕЭС/ОЭС, возникающих вследствие технологических нарушений или аварий. Изучение этой информации дает новые сведения о динамических свойствах системы, позволяет совершенствовать расчетные модели, решать другие задачи по повышению качества и надежности управления режимами.

СМПР ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ
СТРАН СНГ И БАЛТИИ

В объединении энергосистем стран СНГ и Балтии (далее — ЕЭС/ОЭС) СМПР начала развиваться с 2005 г. На 1 января 2010 г. в ЕЭС/ОЭС функционировало 39 регистраторов СМПР, в том числе 32 — в ЕЭС России.

В ближайшее время концерном «Росэнергоатом» запланирован ввод регистраторов на атомных электростанциях ЕЭС России. Планируется также создание СМПР в энергосистемах стран Балтии.

Систему мониторинга переходных режимов можно разделить на три подсистемы.

Измерительная подсистема. Аппаратная реализация регистраторов СМПР, алгоритмы вычисления основных параметров электрического режима на основании измерений мгновенных значений токов и напряжений и специализированное программное обеспечение, реализующее данные алгоритмы.

Регистраторы устанавливаются в крупных энергоузлах, на межсистемных связях и на электростанциях вторичного регулирования. Ими оснащаются объекты, распределенные по всей территории энергообъединения ЕЭС/ОЭС — с юга (Южноказахстанская ГРЭС) на север (ПС «Ленинградская») и с востока (Харанорская ГРЭС) на запад (ПС «Западноукраинская»). Схема размещения регистраторов показана на рис. 1.

Транспортная подсистема. Специализированное программное обеспечение, средства вычислительной техники, активное сетевое оборудование, каналообразующее оборудование, физические каналы передачи данных.

Автоматизированная система сбора информации СМПР представляется на каждом объекте автоматизации (диспетчерском центре, подстанции, станции) двумя подсистемами: система приема, обработки и хранения и система межуровневого обмена (рис. 2).

По аналогии с зарубежными WAMS такой комплекс на каждом объекте является концентратором данных с расширенным объемом выполняемых функций.

Подсистема обработки данных. Центры обработки данных, выполняющие при помощи специализированного программного обеспечения анализ текущих и ретроспективных нормальных и аварийных режимов и различные функции в процессах управления режимами энергообъединения.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ
ТЕХНОЛОГИИ СВРП

Технология СВРП предоставляет значительно больший объем информации по сравнению с существующими системами телеизмерений. Возможность использования этой информации для решения тех или иных задач критическим образом зависит от возможности ее передачи от места регистрации в центр обработки. В связи с этим использование технологии СВРП может быть разделено на две основные категории:
• области применения технологии СВРП, не требующие передачи информации в режиме реального времени (off-line задачи);
• области применения технологии СВРП для управления работой энергосистем в режиме реального времени (on-line задачи).

Среди off-line приложений можно выделить верификацию динамических моделей, мониторинг низкочастотных колебаний энергосистемы и анализ технологических нарушений и аварий.

На первом этапе освоения технологии СВРП Системным оператором ЕЭС решены задачи верификации динамических моделей и мониторинга низкочастотных колебаний. Процедура верификации динамических моделей реализована в ЕЭС/ОЭС с 2007 г. для режимов зимнего максимума, летнего минимума, весны и осени.

На рис. 3 приведены регистрограммы одного из технологических нарушений, которое использовалось для верификации динамической модели — отделения энергосистемы Центральной Азии от ЕЭС/ОЭС с небалансом активной мощности 1000 МВт, которое произошло 1 февраля 2007 года.

Регистрограммы фиксировались на шинах ПС «Ленинградской» и подстанций Костромской и Троицкой ГРЭС.

Результаты моделирования этого нарушения с помощью программновы-числительного комплекса EUROSTAG показаны на рис. 4.

Кривые расчетов и измерений сравниваются по следующим показателям:
• максимальные отклонения частоты напряжения в точках установки цифровых регистраторов СМПР;
• установившееся значение частоты напряжения;
• максимальные амплитуды колебаний относительных углов напряжения;
• коэффициенты корреляции между измеренными и расчетными изменениями рассматриваемых параметров в точках установки цифровых регистраторов СМПР.

В случае значительного отклонения экспериментальных и расчетных показателей производится настройка модели путем изменения настроечных коэффициентов регуляторов скорости вращения турбин и (или) характеристик нагрузки — их коэффициентов чувствительности по частоте и напряжению.

Постоянная верификация и актуализация базовой динамической модели (БДМ) позволит использовать ее как эталонную модель, которая обеспечит создание и актуализацию динамических моделей отдельных ОЭС, применяющихся в службах электрических режимов Системного оператора. Это повысит точность анализа электромеханических переходных процессов при решении технологических задач и обеспечит выполнение требований нормативных документов при назначении электрических режимов.

Верификация БДМ и подобных динамических моделей отдельных ОЭС должна выполняться периодически, на постоянной основе.

Дальнейшее развитие технологии верификации связано с необходимостью автоматизации процедуры подготовки динамической модели, включающей:
• сбор информации с регистраторов СМПР;
• получение предаварийного электрического режима;
• сбор данных оперативно-информационного комплекса (ОИК) Системного оператора о составе и загрузке генерирующего оборудования электростанций на момент возникновения технологического нарушения.

Для этого необходимо автоматизировать процесс сбора информации с регистраторов СМПР и процедуру получения предшествующего электрического режима, а также разработать методические указания по верификации динамических моделей ОЭС/ЕЭС.

Процедура мониторинга низкочастотных колебаний разработана как для установившихся режимов, так и для переходных, возникающих в результате значительных небалансов активной мощности в системе.

Например, мониторинг низкочастотных колебаний в установившемся режиме, проведенный 19 декабря 2007 г., позволил построить автоспектр отклонения частоты на 15-минутных интервалах суточной регистрограммы, показанный на рис. 5, из которого видно, что низкочастотные колебания в диапазоне частот 0,015 Гц и выше имеют незначительные амплитуды, находящиеся в пределах погрешности измерений.

Мониторинг динамических свойств энергосистемы необходимо периодически проводить в ОАО «СО ЕЭС» и его филиалах для регулярной проверки низкочастотных колебаний эксплуатационных электрических режимов, определения «проблемных» мест и разработки рекомендаций по выбору мест установки дополнительных АРВ сильного действия и оптимизации настроек каналов системной стабилизации АРВ на действующих энергообъектах.

Для дальнейшего развития мониторинга динамических свойств энергосистемы необходимо разработать специализированное ПО для анализа низкочастотных колебаний в эксплуатационных электрических режимах и внедрить его в исполнительном аппарате ОАО «СО ЕЭС».

Анализ технологических нарушений и аварий с использованием данных СМПР проводится в ЕЭС России в экспериментальном порядке. Для дальнейшего развития этого направления необходимо разработать процедуру анализа технологических нарушений и аварий с использованием технологии СВРП и увеличить количество регистраторов СМПР на энергообъектах ЕЭС/ОЭС.

Это позволит выполнить верификацию динамической модели по технологическому нарушению (данным СМПР) и использовать ее как для анализа причин аварий, так и для разработки научно-технических рекомендаций по их предотвращению в будущем.

On-line приложения технологии СВРП предлагается использовать в следующих областях:
• оценка состояния;
• мониторинг уровней устойчивости;
• мониторинг асинхронных режимов;
• мониторинг функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций;
• противоаварийное управление.

Оценка состояния решается на всех уровнях диспетчерского управления (СО, ОДУ, РДУ) с использованием ПО «Космос». Источником сведений для ПО «Космос» является информация из ОИК СК-2003.

Использование данных регистраторов СМПР для ПО «Космос» реализовано в Тюменском РДУ в виде подсистемы системы мониторинга уровней устойчивости. При этом данные регистраторов СМПР используются в качестве информации, дублирующей ОИК.

В перспективе предполагается организовать более широкое использование данных регистраторов СМПР для ПО «Космос» в качестве информации, дополняющей ОИК. Для этого необходимо разработать и внедрить в эксплуатацию автоматическую систему сбора информации с регистраторов СМПР и ее передачу в ОИК всех уровней диспетчерского управления.

Мониторинг уровней устойчивости реализован в ОЭС Урала в виде системы мониторинга запасов устойчивости в северных регионах Тюменской области (СМЗУ в СРТО). СМЗУ позволяет определять опасные сечения в системообразующей сети и их пропускную способность в условиях реального времени.

Программно-технический комплекс системы мониторинга запасов устойчивости состоит из следующих элементов (рис. 6):
• Измерительная система СМЗУ располагается на объектах управления региональной электроэнергетической системы (4 подстанции, 2 электростанции) и состоит из измерительных трансформаторов тока и напряжения, регистраторов СМПР и необходимых коммуникационных каналов;
• измерительная система обеспечивает поток измеряемых и вычисляемых данных на следующий уровень СМЗУ — систему сбора — посредством канала передачи данных, представляющего собой два физических канала с пропускной способностью не менее 256 кбит/с (или не менее 128 кбит/с на одно наблюдаемое присоединение).

Принятый в СМЗУ протокол обмена информацией — IEEE C37.118.

Оценка состояния является базовой задачей комплекса оперативно-диспетчерского управления. В результате ее решения формируется расчетная модель текущего установившегося режима.

Технология векторного измерения параметров позволила расширить их перечень, используемый при оценке состояния за счет учета взаимных углов напряжений в различных узловых точках энергосистемы, что, в свою очередь, позволяет повысить точность оценки.

Новый модуль оценки состояния в настоящее время функционирует в составе СМЗУ и выполняет расчеты в циклическом режиме.

По модели реального времени производится расчет условий устойчивости с помощью информационной расчетной системы (ИРС). Она предназначена для автоматизированной обработки информации, поступающей от векторных регистраторов параметров режима, а также от системы сбора и обработки телеметрии (SCADA), расчета максимально допустимых перетоков (МДП) и определения опасных сечений.

Расчет МДП текущего режима позволяет диспетчеру принимать решения, опираясь на реальные значения МДП и получить экономический эффект, скорректировав ограничения по перетокам мощности в опасных сечениях и реальном времени.

В 2009 г. СМЗУ в северных регионах Тюменской области введена в промышленную эксплуатацию. В перспективе предполагается организовать внедрение СМЗУ в других операционных зонах СО и в системообразующей сети ЕЭС России, для чего потребуется внести изменения в нормативные документы, учитывающие использование при ведении режима измерения угла напряжения.

Мониторинг асинхронных режимов может быть организован на базе измерения взаимных углов векторов напряжений различных ОЭС ЕЭС России. Это даст возможность повысить уровень исследования длительных асинхронных режимов и разработать новые методы управления ими.

Мониторинг функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) генераторов электростанций позволяет оценить правильность работы АРВ в части демпфирования синхронных колебаний в системе и поддержания заданных уровней напряжения на шинах электростанций. При этом АРВ рассматривается как один из основных системных регуляторов, обеспечивающих надежность функционирования ЕЭС России. Этот вид мониторинга предполагается организовывать на всех крупных электростанциях, для чего необходимо:
• разработать технологию мониторинга функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций;
• создать системный проект мониторинга функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций; • выпустить нормативно-техническую документацию (НТД), обеспечивающую мониторинг функционирования систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения генераторов электростанций.

Мониторинг правильности функционирования АРВ и систем возбуждения генераторов позволит осуществлять контроль соответствия действительности заявляемых электростанциями характеристик установленных на генераторах систем и регуляторов возбуждения, а также правильности выбранных настроек системных стабилизаторов, что, в свою очередь, позволит повысить уровень системной надежности ЕЭС России.

Сегодня регистраторы СМПР для противоаварийного управления в ЕЭС России не используются. Задачами по развитию противоаварийной автоматики (ПА) на основе использования функциональных возможностей СМПР являются:
• создание пусковых органов ПА нового типа на основе технологии СВРП;
• разработка ПА с использованием пусковых органов нового типа;
• создание ПА для выявления и недопущения угрозы возникновения каскадных аварий.

Технологии СВРП позволяют разработать координирующую систему ПА более высокого уровня.

КОНВЕРГЕНЦИЯ СМПР И SCADA/ЕМS

Принципы взаимодействия
с другими информационными системами

Существующая практика построения систем сбора информации и передачи управляющих воздействий (SCADA или, по сложившейся в российском диспетчерском управлении практике, оперативных информационных комплексов — ОИК) формировалась на протяжении почти 40 последних лет. Математическое обеспечение методов управления нормальными, переходными и аварийными режимами создавалось исходя из возможного информационного их обеспечения. В свою очередь, информационное обеспечение складывалось из доступности телеизмерений, телесигнализации и телеуправления, средств вычислительной техники и программного обеспечения.

Классическая телеметрия, как правило, ориентирована на получение измерений с дискретностью, не превышающей 1 сек. Этого достаточно для анализа относительно «медленных» процессов в ЭЭС.

Однако развитие систем измерения (в том числе и появление целого класса цифровых измерителей-преобразователей и многофункциональных устройств), систем передачи данных и средств для их обработки формирует информационную базу для внедрения в практику диспетчерского управления новых математических и электротехнических методов, ранее не применявшихся в силу низкого качества исходных данных.

Важно понимать, что никакого противоречия между сложившейся практикой создания и внедрения SCADA/EMS и систем типа СМПР (WAMS) и вариантами их дальнейшего развития (WACS, WAPS) не существует. Указанные системы могут и должны существовать и развиваться в соответствии с принципами взаимодополнения. Конечной точкой такого развития должна стать полная конвергенция подходов и методов данных практик организации сбора и обработки информации.

По своей сути IED (intelligent electronic device) — интеллектуальные электронные устройства, подвидом которых являются регистраторы различных типов — это многофункциональные устройства, способные выполнять функции как систем телемеханики, так и регистраторов СМПР (а также регистраторов аварийных режимов и др.).

Необходимо отметить ряд существенных отличий, которые предоставляют технологии IED и развитие современных систем телекоммуникаций:
• возможность обмена информацией не только по схеме «объект управления — диспетчерский центр», но и «объект управления — объект управления»;
• обеспечение синхронизации измерений по астрономическому времени с применением технологии GPS и ей подобных;
• возможность вычислять полный состав параметров электрического режима и параметров схемы замещения на объектах управления;
• возможность предоставления информации требуемого качества в точке ее потребления;
• возможность определения параметров оборудования электрических станций, подстанций и ЛЭП, ранее совершенно недоступных технологам и специалистам сетевых, генерирующих и диспетчерских компаний.

Такие возможности предоставляют перспективу развития систем мониторинга, управления и анализа для всех составляющих современных АСУ ТП, релейной защиты и противоаварийного управления ЭЭС. Методы их информационной интеграции предстоит определить и систематизировать в рамках формирования нового национального стандарта на системы телеизмерений, телеуправления, релейной защиты и противоаварийной автоматики.