image

Территория Нефтегаз № 9 2016

Автоматизация

01.09.2016 10:00 Некоторые вопросы взаимодействия информационно-измерительных систем и автоматизированных систем управления электроснабжением
Задачи построения автоматизированных систем управления электроснабжением (АСУ ЭС) актуальны для объектов нефтяной и газовой промышленности. Известны работы, посвященные проблемам формулировки, формализации и алгоритмизации отдельных функциональных задач АСУ ЭС. При этом ряд вопросов, связанных с взаимодействием компонентов АСУ ЭС с первичными измерительными устройствами и специализированными информационно-измерительными системами, остается нерешенным. Существенное отличие АСУ ЭС от технологических АСУ заключается в низкой инерционности электромагнитных и электромеханических процессов. В рамках решения задачи мониторинга питающего напряжения для обеспечения требований контроля качества электрической энергии необходима высокая частота оцифровки входных сигналов. Получаемые объемы информации велики для обработки и длительного хранения. Возможности существующих специализированных измерительных комплексов недостаточны для решения этих задач. Проблема создания высокоточных, не насыщающихся при аварийных сигналах первичных датчиков для АСУ ЭС пока не решена. Создание информационно-измерительных систем для АСУ ЭС возможно либо на основе современных промышленных компьютеров, обладающих большой вычислительной мощностью и высокоскоростным твердотельным жестким диском, либо на основе современных промышленных микроконтроллеров. Основная сложность связана с требованием высокоточной синхронизации измерений, в перспективе возможно использование радиочастотных сигналов спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS или оптоволоконных кабелей. Однако решение задачи информационного обеспечения АСУ ЭС не устраняет проблему их быстродействия, которого недостаточно для работы в реальном масштабе времени. АСУ ЭС должны решать задачи поддержки принятия решений в области управления промышленными электротехническими системами (ЭТС). Одним из актуальных вопросов повышения надежности работы ЭТС остается также снижение вероятности нештатной работы систем противоаварийных защит и автоматики. Вероятность нештатной работы микропроцессорных защит многократно превышает аналогичную величину для систем, построенных на электромеханических электронных компонентах. Предлагается алгоритмическое решение возникающей проблемы. Алгоритмы должны быть основаны на простейших физически обоснованных взаимосвязях между контролируемыми параметрами электротехнической системы. Для решения данной задачи функциональных возможностей штатных средств измерения и контроля достаточно. Рассмотрен ряд примеров обеспечения надежной диагностики аварийных возмущений. Предлагается решать данную задачу путем создания систем автоматического управления узлами электрической нагрузки, что обеспечит повышение надежности ликвидации аварийных режимов ЭТС и снижение числа ложных и необоснованных отключений.
Ключевые слова: АСУ электроснабжением, мониторинг напряжения, информационно-измерительные системы, синхронизация сигналов, защита узлов нагрузки, снижение числа ложных отключений.
Ссылка для цитирования: Егоров А.В., Малиновская Г.Н., Храбров И.Ю. Некоторые вопросы взаимодействия информационно-измерительных систем и автоматизированных систем управления электроснабжением // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 9. С. 18–24.
Открыть PDF


Вопросы построения АСУ ЭС продолжают оставаться весьма актуальными для многих отраслей промышленности. Для предприятий нефтяной и газовой отрасли степень актуальности данной проблемы также достаточно высока. Это объясняется целым рядом факторов, среди которых следует выделить высокую энергоемкость производства, концентрацию больших мощностей на ограниченных площадках, существенность системных связей приемников электрической энергии между собой, с одной стороны, и между ними и технологическими объектами и системами электрической и технологической автоматики – с другой. Одновременно с этим построение АСУ ЭС именно для рассматриваемых отраслей представляется особенно актуальным, что связано с непрерывностью и напряженностью технологических процессов, высокими требованиями к надежности электроснабжения, высокой скоростью реакции энергетического и технологического оборудования на возникновение нештатных ситуаций в системе электроснабжения. Необходимо отметить тот факт, что проблемы, общие для значительного числа технологических АСУ, еще более актуальны для АСУ ЭС [1]. Несмотря на проработку многих вопросов, связанных с формулировкой, формализацией и алгоритмизацией отдельных функциональных задач АСУ электроснабжением, целый ряд вопросов требует более глубокого изучения и проработки. В их числе – вопросы взаимодействия компонентов АСУ ЭС с первичными измерительными устройствами и специализированными информационно-измерительными системами. Некоторые из этих вопросов будут рассмотрены ниже.

Image_016.jpg

Существенным отличием АСУ ЭС от технологических АСУ являются значительно меньшие постоянные времени процессов, отслеживать протекание которых и управлять которыми должны АСУ ЭС. Параметры технологических процессов определяются в нефтяной и газовой промышленности по преимуществу протеканием процессов теплообмена, перемещения определенных масс, механического разрушения. Инерционность таких процессов достаточно велика, в подавляющем большинстве случаев характерные времена измеряются минутами или бльшими интервалами времени. Процессы, происходящие в элементах электротехнических систем (ЭТС), обусловлены протеканием в них электромагнитных или электромеханических переходных процессов. Для них характерны постоянные времени порядка миллисекунд или секунд. Очевидно, что для управления столь быстротекущими процессами необходима скорость реакции системы примерно на порядок меньше минимальной постоянной времени процесса. Приведенные соображения показывают [2], что задача ликвидации аварийных режимов не может решаться средствами АСУ ЭС – ее решение должно быть возложено на средства и системы локальной автоматики, работающие по схеме жестких вложенных планов. В то же время адаптация этих планов к реальному состоянию электротехнической системы предприятия должна возлагаться именно на АСУ электроснабжением. В данных задачах быстродействие современных первичных датчиков электрических величин вполне достаточно для уверенной работы систем релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Иная ситуация складывается в области мониторинга питающего напряжения, оценки соответствия его параметров требованиям действующих нормативов с точки зрения качества электрической энергии. Несмотря на декларированное соответствие требований действующего стандарта международным документам в этой области, различия между ними весьма существенны [3]. Тем не менее требования любого из этих документов практически исключают возможность непосредственного использования АСУ ЭС в названных задачах. Рассмотрим этот вопрос несколько подробнее.

При промышленной частоте напряжения, равной 50 Гц, получение подробной информации о мгновенных значениях электрических величин возможно лишь при частоте дискретизации, значительно превосходящей это значение. Отечественный стандарт качества требует оценки уровня гармонических составляющих до 40-й гармоники включительно. Отметим, что стандарт IEC поднимает это значение до 50-й гармоники. Принято считать, что для получения достаточной точности необходимо иметь не менее 20 точек на период синусоиды. Таким образом, значение частоты оцифровки кривой электрического сигнала должно быть не меньше 40 кГц. При минимальном числе контролируемых сигналов для одной точки контроля (три напряжения и три тока в трехфазной сети с изолированной нейтралью) за одну секунду мониторинга система будет получать около 300 тыс. цифровых значений контролируемых величин. Анализ параметров современных средств мониторинга напряжения показывает, что для хранения суточной записи сигнала с одной точки контроля при такой степени подробности необходим объем памяти около 50 Гбайт. Анализ алгоритмов [4], используемых при первичной обработке электрических сигналов, показывает, что возможность получать обработанную информацию по всем контролируемым параметрам в режиме реального времени на сегодняшний день отсутствует. Традиционно проблема решается использованием для операций АСУ ЭС лишь действующих значений входных величин. В этом случае система получает за секунду примерно 300 значений с каждой точки контроля. Работа с такими объемами информации вполне возможна. Вместе с тем в кривых мгновенных значений напряжений и токов содержится весьма полезная информация, пренебрегать которой также нецелесообразно. В частности, именно такие кривые позволяют оценивать ряд параметров, позволяющих, в свою очередь, прогнозировать развитие сценариев динамики электротехнической системы, оценивать прогнозируемое состояние ее отдельных элементов. Приведем несколько примеров. Оценка амплитуды и интенсивности импульсных перенапряжений позволяет прогнозировать износ изоляции трансформаторов, кабелей и электрических машин. Скачкообразное кажущееся изменение частоты питающего напряжения свидетельствует об изменении параметров системы внешнего электроснабжения вследствие произошедших коммутаций. Об этом же свидетельствует скачкообразное изменение угла расфазировки входных напряжений вводов электротехнической системы. В то же время плавный рост рассогласования фаз между напряжениями различных вводов ЭТС может быть предвестником развития системной аварии источника внешнего электроснабжения. Рост угла сдвига фаз между входным током и напряжением может служить показателем риска потери устойчивости электротехнической системой предприятия. Очевидно, что, если в АСУ ЭС предусмотрено использование для анализа лишь действующих значений напряжений и токов, вся эта информация утрачивается.

В настоящее время на рынке широко представлены измерительные комплексы, позволяющие в той или иной степени решать близкие задачи. Среди них можно назвать различные измерители-регистраторы или анализаторы качества электрической энергии, регистраторы или осциллографы аварийных процессов, регистраторы электрических процессов. Схожими функциями наделены и цифровые терминалы релейных защит и автоматики, ряд счетчиков электрической энергии. Положительным качеством последних двух видов можно считать их легкое сопряжение с системами АСУ ЭС или системами автоматизированного коммерческого учета электрической энергии. Однако все эти устройства, несмотря на широкое распространение в промышленности, отличает одна существенная особенность. Они регистрируют, обрабатывают, хранят и передают для дальнейшей обработки лишь сигналы, связанные с протеканием аварийных процессов. Пороги срабатывания определяются оператором или задаются из АСУ ЭС. Задача мониторинга – непрерывного контроля и анализа входных электрических сигналов – этими устройствами не решается. Второй их особенностью следует считать ориентацию на фиксированные в стандартах показатели качества электрической энергии. Расширение функций далеко не всегда возможно, еще более сложной представляется задача совместной работы подобных устройств, особенно при требовании хорошей синхронизации их показаний. Разработчиками решалась задача анализа произошедших событий, особенно аварийных, а отнюдь не задача оперативного прогноза развития процессов в электротехнической системе предприятия. Необходимо, однако, отметить, что для многих объектов, особенно отличающихся достаточно инерционными технологическими процессами, подобных средств вполне достаточно. Можно считать, что более сложные информационно-измерительные системы входных электрических сигналов необходимы лишь для тех предприятий, для которых остро стоит проблема устойчивости их электротехнических систем и высока цена риска нарушения нормального режима технологического процесса при нештатных ситуациях в системе внешнего электроснабжения [5]. Таким образом, задача первичной обработки входных сигналов тока и напряжения в ряде случаев становится весьма актуальной, и ее решение требует разработки специальных программно-технических средств.

Создание информационно-измерительных систем, обеспечивающих непрерывный мониторинг питающего напряжения, может быть осуществлено двумя путями.

Во-первых, это разработка виртуальных измерительных систем на базе современных промышленных компьютеров, обладающих большой вычислительной мощностью и высокоскоростным твердотельным жестким диском (SSD-диск). В качестве устройства сбора и обработки информации в таких системах используются специализированные платы расширения с быстродействующим аналого-цифровым преобразователем и цифровым сигнальным процессором (DSP). Главное преимущество таких систем – это большие функциональные возможности, позволяющие производить расчет и хранение параметров электрических сигналов, визуально отслеживать форму входного сигнала, работать в режиме спектроанализатора с разнообразными возможностями отображения спектра.

Во-вторых, это создание информационно-измерительных систем для задач АСУ ЭС на основе современных промышленных микроконтроллеров. Однако большинство подобных систем имеют высокую стоимость, что снижает их доступность для массового оснащения объектов и мониторинга питающего напряжения у потребителей электроэнергии. Неудивительно, что такие информационно-измерительные системы являются локальными и позволяют получать информацию о качестве электроэнергии только в данной точке. Создание же распределенных систем, позволяющих одновременно контролировать несколько удаленных вводов, ограничено сложностью синхронизации измерений. Для решения этой проблемы в перспективе возможно использование радиочастотных сигналов спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS или оптоволоконных кабелей для передачи сигналов синхронизации.

Измерительная информация с точек контроля должна поступать в автоматизированные системы сбора и анализа данных. Учитывая современный уровень развития программируемых логических контроллеров, интерфейсов, протоколов передачи данных и серверного оборудования, данная задача не представляет особой сложности. Основные трудности заключаются в создании первичных измерительных преобразователей с широким диапазоном входного сигнала (трансформаторы тока и напряжения), обеспечивающих функциональное преобразование входных величин как в рабочих, так и в аварийных режимах. Расположение основных блоков измерительных систем в непосредственной близости от источников мощных электромагнитных помех накладывает серьезные ограничения в части обеспечения электромагнитной совместимости.

Еще одним актуальным вопросом повышения надежности работы промышленных электротехнических систем остается снижение вероятности нештатной работы систем противоаварийных защит и автоматики. Не секрет, что вероятность нештатной работы микропроцессорных защит многократно превышает аналогичную величину для систем, построенных на электромеханических элементах. В то же время эта вероятность в несколько раз выше, чем для систем, основанных на электронных реле [6]. Тем не менее микропроцессорные системы предоставляют исключительные возможности по созданию гибких настраиваемых защит, и отказываться от их применения нецелесообразно. Таким образом, возникает задача сохранения преимуществ современных систем защит и автоматики при повышении надежности их работы. Представляется, что данная задача должна решаться алгоритмическим путем при создании и широком применении локальных систем защиты и автоматики, объединяющих терминалы защит в пределах одного распределительного пункта или трансформаторной подстанции. Компактность предлагаемых систем и простота применяемых алгоритмов практически устраняют рассмотренные выше проблемы построения
АСУ ЭС для предприятия в целом, особенно при стремлении придать таким АСУ максимально широкие функции.

При разработке алгоритмов следует максимально использовать определенную избыточность информации, циркулирующей в электротехнических системах предприятий. Обычно рассматривают два возможных вида ошибок: ошибки первого рода, заключающиеся в принятии неверной гипотезы, и ошибки второго рода, заключающиеся в отклонении верной гипотезы. В системах противоаварийных защит и автоматики ошибками первого рода следует считать случаи ложного срабатывания защит. Ошибки второго рода вызываются несрабатыванием тех или иных элементов защит в аварийных ситуациях. Отметим, что некоторые случаи, один из которых будет рассмотрен ниже, не подпадают под эту классификацию. При построении систем локальной автоматики целесообразно стремиться к снижению вероятности ошибок как первого, так и второго рода. Такие алгоритмы вполне возможны, они просты, и их применение не ухудшит быстродействие систем. Рассмотрим несколько примеров построения подобных алгоритмов.

Первый пример связан с алгоритмами работы максимальной токовой защиты в распределительных устройствах системы внутреннего электроснабжения. Если цена ложного отключения отходящей линии высока, целесообразно проверять достоверность сигнала о превышении током в этой линии уставки срабатывания защиты, например при коротком замыкании. Отметим, что вероятность ложного срабатывания в большинстве случаев выше вероятности несрабатывания защиты. Короткое замыкание на отходящей линии вызывает возрастание тока на входе распределительного устройства. Максимальная токовая защита ввода служит резервной ступенью защиты при коротких замыканиях на отходящих линиях, селективность при этом обычно обеспечивается соответствующими выдержками времени. Следовательно, одновременное поступление сигналов о возрастании тока на отходящей линии и на входе распределительного устройства может считаться достаточным признаком истинности сигнала о коротком замыкании на отходящей линии. Обозначим события: A1 – появление сигнала о коротком замыкании на отходящей линии; A2 – появление сигнала о возрастании тока на вводе распределительного устройства. В таком случае логическая комбинация A1&A2 = 1 позволяет избежать ложных срабатываний защиты с высокой степень вероятности. (Здесь и далее приняты следующие символьные обозначения логических операций: ¬ – инверсия (отрицание); & – конъюнкция (логическое «И»); v – дизъюнкция, логическое «ИЛИ».)

Однако предложенная логическая комбинация будет давать ноль не только в нормальном режиме работы, но и при отказе одного из элементов, что также отрицательно скажется на надежности системы. Можно повысить надежность исключения ложного срабатывания рассматриваемой защиты, учтя тот факт, что короткое замыкание приводит не только к возрастанию названных токов, но и к провалу напряжения на шинах распределительного устройства. Сигнал реле минимального напряжения можно использовать для дополнительной проверки истинности сообщения о коротком замыкании на отходящей линии. Обозначим событие A3 – появление сигнала о провале напряжения на шинах распределительного устройства. Тогда логическая комбинация A1&(A2vA3) = 1
будет свидетельствовать о коротком замыкании на отходящей линии с очень высокой степенью достоверности и практически полностью исключит ложные срабатывания максимальной токовой защиты. Заметим, что значение (A1&¬A2)v(¬A1&A2) = 1 при одновременной работе защиты минимального напряжения может свидетельствовать об отказе одного из элементов токовой защиты, хотя событие (¬A1&A2)&A3 = 1
может свидетельствовать и о коротком замыкании на шинах, что, впрочем, является весьма маловероятным событием, достаточно легко идентифицируемым по одновременному появлению сигналов превышения токов в начале и в конце питающей линии. Рассмотрение возможных комбинаций на основе булевой алгебры и их физического смысла несложно продолжить.

Второй пример относится к алгоритму работы температурной защиты мощных электроприводов. Двигатели большой мощности оснащаются датчиками температуры, позволяющими защищать машину от перегрузки, заблаговременно предупреждать о возможных повреждениях машины, особенно ее изоляции, контролировать состояние подшипников, систем смазки и охлаждения. В качестве первичного датчика обычно используются термометры сопротивления с электрическим каналом связи и вторичными приборами, осуществляющими циклический опрос датчиков. В системе защиты предусмотрена выработка сигнала предупреждения о достижении некоторого порогового значения температуры в том или ином узле машины и сигнала на отключение при достижении следующего порогового значения. Протяженность каналов связи может быть весьма большой, в связи с чем эти каналы достаточно часто повреждаются. Ложное срабатывание защиты приводит к необоснованной остановке привода и, часто, к нарушению технологического процесса предприятия. При повреждении канала связи или при отказе датчика предупредительный сигнал и сигнал на отключение приходят одновременно. Очевидно, что физически такая ситуация невозможна хотя бы вследствие тепловой инерции самой машины, и рациональное построение алгоритма работы температурной защиты крупных электроприводов должно предусматривать выдачу сигнала о повреждении датчиков температуры или каналов связи при одновременном поступлении двух названных выше сигналов.

Более сложная ситуация возможна в случаях, когда работу защиты нельзя считать ложной, хотя обоснованных предпосылок к этому не было. Например, в [7] показана возможность срабатывания защиты от перегрузки существенно загруженных двигателей при пуске мощных приводов, питающихся от тех же шин. По сути, защита в этой ситуации работает штатно, но физических оснований для ее работы нет. Изменять уставку или выдержку времени на срабатывание защиты не всегда целесообразно, поскольку это может привести к ускоренному износу машины или к нарушению логики, например селективности, работы системы защит. Представляется, что в этой ситуации, опять же, необходимо алгоритмическое решение, основанное на временной блокировке работы защиты от перегрузки в пусковых режимах мощных электроприводов, питающихся от тех же распределительных пунктов.

Еще одной достаточно очевидной, но в большинстве случаев не решенной проблемой является отсутствие различия между нулем контролируемой величины и отсутствием сигнала от первичного датчика. Отсутствие сигнала может быть вызвано отказом самого датчика или повреждением линии связи. В ряде случаев отсутствие подобного различения также может стать причиной ложной работы систем противоаварийных защит и автоматики. Эта проблема может быть решена организацией системы самотестирования измерительных систем, однако для нее также существует и алгоритмическое решение, основанное на базовых физических соотношениях физических величин. Так, например, ненулевые значения мощностей исключают возможность появления нуля при измерениях тока и напряжения и наоборот. Представляется, что алгоритмическая реализация контроля корректности измерительной информации достаточно надежна и требует меньших затрат на реализацию.

Перечень подобных примеров несложно расширить, но все они указывают на необходимость создания и широкого применения локальных средств автоматики – САУ для узлов электрической нагрузки промышленных электротехнических систем. Эти средства работают по простым, эффективным и надежным алгоритмам, следовательно, их быстродействие и надежность работы велики, а стоимость создания и эксплуатации достаточно низка. Функции АСУ ЭС при этом сводятся к анализу отказов и случаев ложного срабатывания элементов, адаптации параметров средств релейной защиты и автоматики и текущему состоянию ЭТС и источников электроснабжения. Опыт применения подобных систем в нефтяной и газовой промышленности уже есть, в качестве примера можно назвать локальные САУ генераторов и электростанций собственных нужд [8]. Дополнительным аргументом в пользу построения локальных САУ узлов электрической нагрузки является возможность создания нового подхода к обеспечению селективности работы противоаварийных защит. Такой подход должен быть основан на уверенной локализации места повреждения, что создает предпосылки для применения другой логики резервирования электрических защит. Этот подход позволит также разрешить существующее противоречие между требованием обеспечения селективности и соображениями сохранения устойчивости электротехнической системы при внутренних возмущениях [5]. Эффект от применения систем локальной автоматики структурных элементов электротехнических систем будет обусловлен повышением надежности ликвидации аварийных режимов ЭТС и снижением числа ложных отключений.



← Назад к списку


im - научные статьи.