Комплексное решение для автоматизации процессов управления, диагностики и эксплуатации РЗА, АСУ ТП и средств измерений объектов энергетики

Общее число устройств РЗА в энергосистеме РФ составляет не менее миллиона и каждое требует периодического контроля и технического обслуживания, а в случае изменения электрических режимов — перерасчета параметров срабатывания. Существующие инструменты автоматизации не обеспечивают должного ответа данным вызовам.

Романов Ю.В., к.т.н., директор обособленного подразделения ООО «РТСофт-СГ» в г. Чебоксары
Бондаренко А.Ю., главный инженер проектов ООО «РТСофт-СГ»
Рыбин И.С., начальник отдела аналитики и поддержки продаж ООО «РТСофт-СГ»
Федоров О.А., заместитель генерального директора ООО «РТСофт-СГ»

В отличие от устоявшихся программных комплексов SCADA/EMS/DMS/OMS, автоматизирующих деятельность диспетчерских подразделений, в РФ и мире в промышленной эксплуатации пока не существует программных решений, объединяющих широкий комплекс задач службы РЗА и АСУ ТП вокруг единой информационной модели и интегрированных с диспетчерскими решениями.

В рамках развития концепции автоматизации и цифровизации эксплуатации вторичного оборудования в ООО «РТСофт-СГ» разработано комплексное программное решение Advanced Protection Suite (далее — APS, Система).

Система призвана обеспечить конечным заказчикам следующие преимущества:

1) повышение надежности работы энергообъектов и эффективности компании за счет минимизации ущерба, связанного с нарушением электроснабжения и поломками вследствие аварий из-за неисправностей вторичного оборудования;
2) увеличение срока эксплуатации вторичного оборудования за счет повышения качества организации процессов эксплуатации и технического управления;
3) цифровизацию технологических процессов управления вторичным оборудованием РЗА, АСУ ТП, средств измерений (СИ) объектов энергетики, обеспечение поддержки принятия решений на основе аналитики и оперативной информации.

Система может внедряться на объектах электроэнергетики и энергообъектах промышленных предприятий всех типов.

Система автоматизирует следующие технологические процессы:

• мониторинг устройств РЗА, АСУ ТП, СИ;
• анализ функционирования устройств РЗА, АСУ ТП и СИ;
• анализ аварийных событий на энергообъекте и в энергосистеме;
• расчет параметров настройки устройств РЗА;
• планирование и контроль технического обслуживания устройств РЗА, АСУ ТП, СИ.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ МОНИТОРИНГ УСТРОЙСТВ РЗА

Основной целью создания группы функций мониторинга РЗА в APS стала необходимость регулярного контроля возникающих неисправностей внешних и внутренних компонентов устройства РЗА. В дальнейшем назначением данной группы функций APS стала автоматизация задач персонала служб релейной защиты по контролю и поддержанию правильности работы устройств РЗА, расчетов параметров РЗА, функциональной систематизации полученных данных, а также автоматизация формирования комплекса мероприятий и рекомендаций по устранению возникших неисправностей.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ АНАЛИЗ АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ НА ЭНЕРГООБЪЕКТЕ И В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Активные попытки автоматизации анализа информации об авариях в энергосистемах предпринимались с 80-х годов XX века [1, 2], с момента внедрения цифровых регистраторов аварийных событий. Но воплощать в жизнь такие системы стало возможным лишь недавно, благодаря развитию IT-технологий и средств моделирования.

На рисунке 1 представлены внешние системы, с которыми взаимодействует APS в рамках общей информационной системы. Файлы осциллограмм, как основные исходные данные для анализа аварийных ситуаций, поступают автоматически от системы сбора осциллограмм либо могут быть загружены вручную.

В Advanced Protection Suite реализован нестандартный способ идентификации возникновения аварийного события — фиксация достоверного изменения обобщенного телесигнала состояния ЛЭП или оборудования на «отключено» и одновременного отсутствия на момент изменения открытой/разрешенной диспетчерской заявки на данное оборудование.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ АНАЛИЗ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ МП-УСТРОЙСТВ

Используя полученную при анализе аварийного события информацию о месте повреждения, в Системе запускаются функции анализа правильности действия защит. Это реализовано двумя способами:

• анализ с помощью логического дерева событий;
• моделирование поведения устройств с применением цифровых двойников.

Анализу действия защит с помощью логического дерева событий посвящен ряд публикаций [3]. На выходе дерево событий формирует требование к действию анализируемой защиты, сравнивает с фактическим действием и, если они совпадают, делает вывод о том, что защита подействовала правильно.

Анализ действия защит с моделированием является предиктивным и позволяет выявлять скрытые проблемы в функционировании релейной защиты.

Анализ производится с привлечением внешней системы имитационного моделирования, в которой по параметрам аварии воспроизводится аварийный режим сети, включая процесс автоматического повторного включения. Одновременно с расчетом параметров аварийного процесса имитируются действия защит, представленных в виде их цифровых моделей.

Результатами воспроизведения фактического места и вида повреждения на моделях энергосистемы и моделях устройств РЗА являются требования к действию защит — ожидаемый, автоматически формируемый перечень событий и причин пусков и срабатываний моделей защит, эталонный для последующего анализа фактического функционирования МП-устройств. По результатам сравнения требований к действию защит с их фактическими действиями формируются оценки работы устройств и реализованных в их составе функций: правильное действие, излишнее действие, отказ.

ИСПЫТАНИЯ APS

После развертывания компонентов Системы проводились испытания с целью проверки всех функций в три этапа испытаний: функциональные, нагрузочные и проверка взаимодействия с другими системами.

В ходе испытаний и опытной эксплуатации были выявлены и устранены следующие проблемы:

1. Получение от разных устройств осциллограмм, содержащих одинаковую информацию (идентификаторы устройства РЗА и каналов осциллографирования) в файле конфигурации в формате Comtrade*.cfg. Решением стало дополнительное использование из системы сбора осциллограмм информации о сопоставлении файла осциллограммы с устройством РЗА.
2. Рассинхронизация по времени осциллограмм и сигналов из системы ОИК. Решение — сопоставление меток времени отключения выключателей из ОИК и времени ликвидации повреждения, определенного при анализе аварии по осциллограммам.
3. Большая трудоемкость настройки функций устройств РЗА. Решение — применение автоконфигуратора со словарем для быстрой настройки однотипных устройств РЗА и реализованных в них функций РЗА.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ В ЧАСТИ ФУНКЦИЙ МОНИТОРИНГА РЗА И АНАЛИЗА АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ

За время эксплуатации подсистемой автоматизированного мониторинга устройств РЗА (АСМ РЗА) в одном из филиалов ПАО «ФСК ЕЭС» было зафиксировано значительное количество неисправностей. Некоторые из них имели неустойчивый характер и могли быть отслежены обслуживающим персоналом энергообъектов только при проведении планового ТО конкретного МП-устройства. АСМ РЗА позволила оперативно получить информацию об отклонениях в работе устройства РЗА не только на уровне энергообъекта, но и на уровне службы РЗА и АСУ ТП предприятия в целом.

Аварии были зафиксированы и в наблюдаемом энергорайоне филиала ПАО «ФСК ЕЭС», который включает 3 подстанции класса напряжения 220 кВ и связанные между собой ЛЭП. За время эксплуатации АСМ РЗА автоматически проанализировала большое количество аварийных возмущений (более 30) и позволила сделать ряд важных выводов о функционировании вторичных систем энергообъектов:

• система подтвердила отсутствие ошибок в конфигурациях МП-устройств, которые впоследствии могли бы привести к неправильным действиям защит (ложное срабатывание, излишнее срабатывание или отказ);
• плохая помехозащищенность некоторых МП-устройств РЗА вызывает ложные пуски встроенных осциллографов.

Отдельно отметим высокую точность работы встроенного механизма определения места повреждения (ОМП) ЛЭП, который в отдельных случаях показал точность лучше 1% от длины ЛЭП.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ НАСТРОЙКИ УСТРОЙСТВ РЗА

Характерной особенностью электроэнергетической системы в части РЗА является большое количество различных используемых устройств разных производителей. При этом одно и то же устройство может меняться в течение срока своего жизненного цикла.

В результате появляется необходимость постоянного изменения состава и содержания методик, по которым выполняется автоматизируемый расчет. А требования постоянной оптимизации производственных процессов определяют необходимость максимальной автоматизации процесса выбора уставок МП-устройств.

В ответ на существование этих во многом противоречивых задач в APS разработаны группы функций автоматизированного расчета уставок релейной защиты и автоматики. Они представляют из себя гибкий и удобный в эксплуатации инструмент, который позволяет создавать методики расчета уставок требуемой гибкости и вариативности и затем на основании этих методик выполнять расчеты уставок с автоматическим формированием текстовых выходных документов.

ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ МП-УСТРОЙСТВ РЗА «ПО СОСТОЯНИЮ»

В настоящее время одной из наиболее актуальных задач компаний, занимающихся эксплуатацией вторичных систем объектов электроэнергетики, является переход от планового технического обслуживания устройств РЗА к техническому обслуживанию по состоянию.

Подсистема ведения технического обслуживания вторичного оборудования энергообъектов в Advanced Protection Suite позволяет персоналу служб РЗА и АСУ ТП своевременно обнаруживать проблемы в процессе эксплуатации вверенных систем (отказ/перенос диспетчерских заявок, неисправности устройств РЗА и т.п.) и оперативно на них реагировать (рисунок 2).

Основным преимуществом функционала ТО является то, что все планирование и отчетность в части любых видов работ по устройствам РЗА, АСУ ТП, СИ выполняется из одного пользовательского интерфейса.

Функционал подсистемы ведения технического обслуживания вторичного оборудования энергообъектов предоставляет широкие возможности — от формирования графика ТО (многолетний/годовой/месячный) до контроля загрузки персонала службы РЗА.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные преимущества Advanced Protection Suite перед аналогами:

• уникальные и верифицированные алгоритмы анализа аварий, предиктивной аналитики и оценки правильности работы устройств РЗА за счет функционала расчетов и цифрового моделирования устройств РЗА;
• реализация требуемого функционала на единой платформе, информационной модели данных и микросервисной архитектуре построения Системы (это обеспечивает высокие характеристики в скорости и простоте тиражирования и масштабирования при реальном внедрении на тысячах энергообъектов);
• поддержка работы Системы с устройствами всех типов без vendor lock-in привязки к производителям оборудования и видам протоколов обмена данными;
• исключение ошибок при управлении устройствами РЗА за счет самой высокой степени автоматизации расчетов и функций поддержки принятия решений.

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, Oct. 1986, vol. 1, 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, Oct. 1993, vol. 8, pp. 1942-1949.
3. Zhang N., Kezunovic M. Verifying the Protection System Operation Using an Advanced Fault Analysis Tool Combined with the Event Tree Analysis. 36th Annual North American Power Symposium (NAPS), Aug. 2004.