Анализ аварийных ситуаций в электрических сетях с использованием автоматизированной системы мониторинга и анализа РЗА

Page 1

133

Анализ аварийных
ситуаций в электрических
сетях с использованием
автоматизированной системы
мониторинга и анализа РЗА

Развитие

информационных

технологий

средств

связи

технологиях

релейной

защиты

автоматики

(

РЗА

)

привело

тому

что

настоящее

время

специалистам

доступен

большой

объем

информации

по

аварийным

ситуациям

которая

позволяет

провести

тщательное

разностороннее

расследование

аварий

другой

стороны

объем

информации

может

оказаться

настолько

большим

что

его

обработка

человеком

становится

крайне

затруднительной

этой

связи

задача

автоматизации

отдельных

составляющих

процесса

расследования

аварий

становится

все

более

актуальной

Автоматизация

позволяет

сократить

время

необходимое

на

сбор

анализ

информации

об

аварийной

ситуации

соответственно

на

принятие

решений

по

ее

устранению

также

снизить

веро

ятность

ошибок

из

–

за

влияния

человеческого

фактора

Гвоздев

к.т.н., доцент, первый

заместитель генераль-

ного директора —

главный инженер

компании «Россети

Московский регион»

Грибков

директор Департамента

релейной защиты

и режимной автоматики

электрических сетей

компании «Россети

Московский регион»

Романов

к.т.н., ведущий эксперт

отдела алгоритмического

обеспечения

ООО «РТСофт»

Воронов

к.т.н., главный эксперт

отдела алгоритмического

обеспечения

ООО «РТСофт»

Рыбаков

начальник отдела

алгоритмического

обеспечения

ООО «РТСофт»

ктивные попытки автомати-

зации анализа информации

об авариях в энергосистемах

предпринимались, начиная

с 80-х годов XX века [1, 2], с момента

внедрения цифровых регистраторов

аварийных событий (РАС). В насто-

ящее время уже нашли применение

системы анализа аварийных режимов

и действия РЗА, на эту тему опубли-

ковано большое количество работ,

например, [3, 4]. Однако работоспо-

собность некоторых предложенных

решений вызывает сомнение. Кроме

того, уровень большинства разрабо-

ток скорее эмпирический, чем теоре-

тический.

Возникает потребность обобщения

и систематизации достигнутых резуль-

татов. В этой связи ПАО «Россети»

в 2018 году выпустило стандарт [5],

предъявляющий требования к созда-

нию автоматизированных систем мо-

ниторинга устройств РЗА, в котором

обобщается весь мировой опыт в дан-

ной области и описывается архитектура

построения таких систем.

В данной статье рассматривают-

ся вопросы практической реализации

и использования автоматизированного

анализа аварии с применением техно-

логии синхронизации отдельных осцил-

лограмм и событий в составе комплекса

цифрового мониторинга РЗА ПАО «Рос-

сети Московский регион».

Источником аварийной информации

для автоматизированного анализа яв-

ляются файлы осциллограмм от микро-

процессорных РЗА и автономных РАС,

а также измерения дискретных сигна-

лов из АСУ ТП и инженерного ПО про-

изводителей РЗА, которые собираются

с объектов электроэнергетики.

На примере реального короткого за-

мыкания (КЗ) рассмотрим, как происхо-

дит процесс анализа аварии и оценки

функционирования РЗА в автоматизи-

рованной системе мониторинга РЗА.

На рисунке 1 приведены осцилло-

граммы токов и напряжений при одно-

фазном КЗ в фазе B на линии электро-

передачи (ЛЭП) 220 кВ, полученные

с двух сторон ЛЭП в процессе автома-

тического сбора осциллограмм на под-

станциях (ПС).

Последовательность основных алго-

ритмов анализа после получения ава-

рийной информации в системе следую-

щая:

1) извлечение аналоговых и дискрет-

ных сигналов из осциллограмм;

2) автоматическая синхронизация ос-

циллограмм;

3) определение момента времени на-

чала и окончания аварийного собы-

тия;

№

4 (67) 2021

Page 2

$background image$

134

4) формирование векторных из-

мерений токов и напряжений

в предаварийном и аварийном

режимах;

5) контроль исправности цепей

измерения;

6) определение поврежденного

первичного оборудования;

7) определение поврежденных

фаз;

8) определение расстояния до

места повреждения на линиях

электропередачи методом од-

ностороннего и двустороннего

замера;

9) определение момента време-

ни ликвидации первоначально-

го повреждения;

10) экспресс-анализ и определе-

ние требований к работе РЗА

относительно места поврежде-

ния и фаз.

В результате вышеприведен-

ного анализа система формиру-

ет отчет по аварийному событию

с оценками правильности пусков

и срабатываний защит.

Рассмотрим особенности каж-

дого шага анализа аварийных

осциллограмм и дискретных сиг-

налов.

Для проведения полноценно-

го анализа аварийного события

из осциллограмм извлекаются

сигналы фазных токов и напря-

жений для первичного оборудо-

вания, защищаемого записав-

шими данные осциллограммы

устройствами РЗА.

Далее производится автома-

тическая синхронизация осцил-

лограмм, необходимая для кор-

ректного анализа действия защит

и формирования векторных изме-

рений из извлеченных сигналов

токов и напряжений. Данная про-

цедура является необходимой по

той причине, что даже при наличии

синхронизации с источником точ-

ного времени могут наблюдаться

значительные расхождения в по-

казаниях времени устройствами

РЗА, особенно в том случае, когда

осциллограммы собираются с не-

скольких ПС. В рассматриваемом

ниже примере получены 5 осцил-

лограмм с двух ПС, между кото-

рыми наблюдалась рассинхрони-

зация порядка 20 мс. В результате

автоматической синхронизации

данную величину удалось сни-

зить до менее чем 1 мс, при этом

в пределах отдельных ПС — до

0,1 мс. На рисунке 2 приведена

векторная диаграмма напряжений

фазы A в предаварийном режиме,

взятых из разных осциллограмм

одной аварии, после автоматиче-

ской синхронизации.

Следом за проведением авто-

матической синхронизации опре-

деляются моменты времени нача-

ла и окончания аварийного собы-

тия. Началом аварийного события

считается момент возникновения

переходного процесса, фиксиру-

емый по сигналам токов и напря-

жений. Определять начало аварии

можно и по сигналам пуска изме-

рительных органов защит, однако

в силу их большей инерционно-

сти, чем у применяемого в сис-

теме алгоритма, точность такого

способа ниже. Окончанием ава-

рийного события считается метка

времени конца самой последней

осциллограммы, принадлежащей

аварийному событию. В данном

примере момент времени начала

аварийного события был опре-

делен с погрешностью не более

1 мс. Эта погрешность связана

с тем, что осциллограммы дискре-

тизированы по времени, и невоз-

можно определить данный мо-

мент времени с точностью выше,

чем интервал дискретизации. На

рисунке 3 красной вертикальной

линией обозначен определенный

системой момент времени начала

аварийного события.

Определив момент времени

начала аварийного события, сис-

тема формирует векторные изме-

рения токов и напряжений преда-

варийного и аварийного режимов

в непосредственной близости от

начала аварии. При этом замер

аварийного режима берется таким

образом, чтобы, с одной стороны,

несколько отстроиться от влияния

на точность измерения аперио-

дической составляющей в токах,

а с другой стороны, чтобы точка

замера охватила сверхпереход-

ный процесс.

Рис

. 1.

Осциллограммы

токов

напряжений

при

КЗ

фазе

на

ЛЭП

220

кВ

полученные

двух

сторон

ЛЭП

Рис

. 2.

Векторная

диаграмма

на

–

пряжений

фазы

предаварийном

режиме

взятых

из

разных

осцилло

–

грамм

одной

аварии

после

автома

–

тической

синхронизации

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Page 3

135

Затем полученные векторные

измерения группируются по ПС

и присоединениям, после чего

из каждой группы определяются

наиболее правдоподобные изме-

рения, с которыми далее срав-

ниваются все элементы группы,

а также производится дальней-

ший анализ аварийной ситуа-

ции. В том случае, если в резуль-

тате сравнения определяется

существенное расхождение меж-

ду проверяемыми векторными из-

мерениями, формируется уведом-

ление пользователю о возможной

неисправности цепей измерения.

Данная проверка осуществляется

для групп измерений аварийно-

го и предаварийного режимов по

отдельности. Проверка в первую

очередь должна осуществляться

для аварийного режима исходя из

тех соображений, что недопусти-

мые погрешности измерительных

трансформаторов тока класса

точности Р наиболее вероятно

проявляются именно в режиме

КЗ, проверок в нормальном ре-

жиме сети для них недостаточно.

Благодаря верификации измере-

ний дальнейший анализ аварий-

ной ситуации осуществляется на

основе достоверной информации.

Сформировав

достоверные

векторные измерения токов и на-

пряжений, система переходит

к наиболее ответственной части

алгоритма анализа — выявле-

нию поврежденного первичного

оборудования. Поскольку систе-

ма должна давать точную оценку

действия РЗА, она должна быть

гораздо «умнее», чем любая из

анализируемых защит. По этой

причине принцип определения по-

врежденного оборудования дол-

жен быть более совершенным,

нежели применяемый в обычной

РЗА, для этого должна эффек-

тивно использоваться вся до-

ступная информация об аварии.

Таким образом, основной принцип

анализа заключается в том, что

все действия РЗА сравниваются

с действием своего рода эталона,

в свою очередь, построенного по

принципу централизованной за-

щиты [6]. Следует отметить, что

здесь централизованная защи-

та — более общее понятие, чем

просто объединение нескольких

функций РЗА в составе одного

устройства.

В том случае, если в качестве

поврежденного первичного обору-

дования выявляется ЛЭП, то за-

пускается алгоритм программного

определения места повреждения

(ОМП). Когда доступны измере-

ния токов и напряжений с обеих

сторон ЛЭП, запускается алго-

ритм двухстороннего ОМП, если

же доступны измерения только

с одной стороны, то запускается

алгоритм одностороннего ОМП.

Результаты ОМП являются допол-

нительным критерием определе-

ния факта повреждения ЛЭП, то

есть если ОМП не может опреде-

лить место КЗ на ЛЭП, то данная

ЛЭП считается неповрежденной.

Дополнительно вместе с ОМП за-

пускается алгоритм определения

вида повреждения и поврежден-

ных фаз. Полученная информа-

ция о виде повреждения исполь-

зуется далее в анализе действия

РЗА. Очевидно, что, как и любое

устройство РЗА, система анализа

РЗА должна гарантировать пра-

вильность своей работы во всех

возможных аварийных режимах.

Однако распознать абсолютно

все возможные аварийные режи-

мы физически невозможно [7]. От-

сюда следует, что если система не

может однозначно локализовать

повреждение, то, чтобы не вво-

дить пользователя в заблужде-

ние, она должна сигнализировать

о том, что место повреждения не

определено. Задание места по-

вреждения в этом случае должно

производиться пользователем са-

мостоятельно.

Далее после выявления по-

врежденного первичного обору-

дования запускается алгоритм

определения момента времени

ликвидации первоначального по-

вреждения. Данный алгоритм ра-

ботает по критерию пропадания

тока КЗ в момент аварийного от-

ключения выключателя, причем

пропадание токов отслеживается

со всех сторон поврежденного

объекта.

По рисунку 4 видно, что в рас-

сматриваемом примере одно-

фазное КЗ на землю произошло

в фазе B. РЗА локализовала и от-

ключила поврежденную ЛЭП за

170 мс с учетом времени отключе-

ния выключателя. Противополож-

ный конец ЛЭП при этом отклю-

чился примерно на 60 мс раньше

(не показано на рисунке).

Насколько корректно система

произвела анализ рассматривае-

мой аварийной ситуации, можно

увидеть на рисунке 5, где приве-

дена часть интерфейса страницы

автоматизированной системы мо-

ниторинга (АСМ) РЗА с информа-

цией об аварии.

Локализовав место и опреде-

лив вид повреждения, система

переходит к экспресс-анализу

действий РЗА. Принцип действия

экспресс-анализа построен на

требовании селективности РЗА,

то есть срабатывание основной

защиты должно быть только при

КЗ на защищаемом ей оборудо-

Рис

. 3.

Определенный

момент

времени

начала

аварийного

события

Рис

. 4.

определению

вида

повреждения

времени

ликвидации

повреждения

№

4 (67) 2021

Page 4

136

вании, а срабатывание резервной

защиты считается правильным,

если она предназначена для дан-

ного вида КЗ и обеспечивается

ступенчатость действия как по

уровню замера, так и по времени

срабатывания. На рисунке 6 по-

казан результат анализа действия

основной защиты. Итоговая оцен-

ка работы РЗА всегда остается за

пользователем системы исходя

из того, что в некоторых сложных

случаях никакой автоматический

алгоритм анализа не может пре-

взойти реального эксперта.

Таким образом, можно сде-

лать вывод, что функционал

анализа аварийных ситуаций

и оценки действия РЗА автома-

тизированной системы мони-

торинга РЗА демонстрирует на

показанном примере удобный ин-

струмент для фиксации и рассле-

дования аварий в энергосистеме.

Существенно уменьшается вре-

мя, необходимое на сбор и обра-

ботку аварийной информации, за

счет автоматизации данного про-

цесса.

Рис

. 5.

Краткая

информация

об

аварийной

ситуации

формируемая

АСМ

РЗА

Рис

. 6.

Результаты

анализа

действия

основной

защиты

поврежденной

ЛЭП

АСМ

РЗА

ЛИТЕРАТУРА
1. Fukui C., Kawakami J. An expert system for fault section

estimation using information from protective relaying and

circuit breakers. IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 1,

Oct. 1986, pp. 83-90.

2. Kezunovic M., Spasojevic P., Fromen C.W., Sevcik D. An

expert system for substation event analysis. IEEE Trans.

on Power Delivery, vol. 8, Oct. 1993, pp. 1942-1949.

3. Luo X., Kezunovic M. Automated Analysis of Digital Relay

Data Based on Expert System. Proceedings of Power

Tech 2005 Conference (27-30 June 2005). St. Petersburg,

Russia, pp. 1-6.

4. Kezunovic M., Vasilic S. Analysis of Protective Relaying

Operation and Related Power System Interaction. IFAC

Proceedings Volumes, v. 36, issue 20, September, 2003,

pp. 399-404.

5. СТО 34.01-4.1-007-2018. Технические требования к ав-

томатизированному мониторингу устройств РЗА, в том

числе работающих по стандарту МЭК 61850. Стандарт

ПАО «Россети», 2018. 55 с.

6. Centralized Substation Protection and Control. IEEE PES

Power System Relaying Committee. Report of Working

Group K15 of the Substation Protection Subcommittee.

December, 2015, 80 p.

7. Лямец Ю.Я., Ефимов Е.Б., Нудельман Г.С., Законьшек

Я. Принцип информационного совершенства релейной

защиты // Электротехника, 2001, № 2. С. 12–17.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Оригинал статьи: Анализ аварийных ситуаций в электрических сетях с использованием автоматизированной системы мониторинга и анализа РЗА

Читать онлайн

Развитие информационных технологий и средств связи в технологиях релейной защиты и автоматики (РЗА) привело к тому, что в настоящее время специалистам доступен большой объем информации по аварийным ситуациям, которая позволяет провести тщательное и разностороннее расследование аварий. С другой стороны, объем информации может оказаться настолько большим, что его обработка человеком становится крайне затруднительной. В этой связи задача автоматизации отдельных составляющих процесса расследования аварий становится все более актуальной. Автоматизация позволяет сократить время, необходимое на сбор и анализ информации
об аварийной ситуации, и соответственно, на принятие решений по ее устранению, а также снизить веро ятность ошибок из-за влияния человеческого фактора.