Напряжение и другие параметры электрической сети в России стандартизированы. ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах напряжения общего назначения» определяет, что действующее значение напряжения в сети должно быть в пределах 220 В ±5% (максимальное отклонение ±10%).
Номинальное значение частоты напряжения электричества в сети составляет 50 Гц. Допустимое отклонение этого показателя в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ±0,4 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю.
В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают предельно допустимых значений, установленных действующим стандартом. Поэтому любые бытовые приборы с сетевым питанием, офисная техника и промышленное электрооборудование разрабатываются с учетом этих требований.
Однако в реальности параметры электросетей не всегда соответствуют требованиям нормативного документа. Отклонения могут возникать под действием как природных явлений (например, ионизация воздуха во время грозы), так и техногенных влияний (электротранспорт, мощные нагрузки в строительстве и промышленности, переключение питающих центров, коммутация мощных устройств и др.).
Нередко свою «посильную лепту» вносит также и человеческий фактор: сети могут быть спроектированы с ошибками, перегружены, некачественно отремонтированы и т.п. Всё это может спровоцировать серию импульсных помех, а также стать причиной отклонений значения и формы напряжения электросети.
Наличие импульсных токов негативно отражается на работе электроприборов и оборудования, насыщенных электроникой. Помехи создают нестандартные условия питания, в результате чего электронные устройства могут выйти из строя, не говоря уже о качестве их функционирования.
Диспетчерский анализ нештатных ситуаций
Отклонение параметров электросети от нормативных показателей приводит к возникновению нештатных ситуаций, при которых технологический процесс или состояние оборудования выходит за рамки нормального функционирования, что может привести к аварийной ситуации.
Одной из самых крупных в истории России стала авария в энергосистеме Москвы, которая произошла 25 мая 2005 года и затронула около 7 млн человек в разных регионах страны.
Нештатная ситуация на питающем центре «Чагино» нарушила устойчивость региональной энергосистемы и спровоцировала отключение ЛЭП в столице, на юго-западе Московской агломерации, а также в Тульской, Калужской, Смоленской и Рязанской областях.
Перегрузка, возникшая из-за утреннего роста потребления электроэнергии, повлекла за собой автоматическое каскадное отключение высоковольтных ЛЭП на юге столицы и Московской области.
В Москве без электроэнергии остались пять административных округов, на территории которых находились 11 706 строений, в том числе 28 медучреждений, две станции аэрации, три регулирующих узла водоснабжения и 30 насосных станций «Мосводоканала».
На железных дорогах пяти направлений в общей сложности остановилось 862 пассажирских, пригородных и товарных поезда. Из-за аварии в системе электроснабжения в туннелях метро было обесточено 43 состава. На момент ЧП в них находились около 20 тыс. человек. Операция по эвакуации попавших в беду пассажиров подземки длилась несколько часов. Кроме того, начались перебои в работе банкоматов и операторов сотовой связи. Возникли проблемы с доступом в интернет. Днем две фондовые биржи даже приостановили торги.
С серьезными проблемами столкнулось множество предприятий в нескольких регионах России. Например, из-за обесточивания птичников на птицефабриках Петелино (Тульская обл.) погибли более 1 млн кур. Сбой в энергосистеме привел к тому, что в доменных печах Ступинского металлургического комбината (Московская обл.) застыл расплавленный никель. Позже стоимость ремонтных работ эксперты оценили в 1 млн долл.
По оценкам правительства Москвы сумма ущерба превысила 1,708 млрд руб., простой с 25 по 30 мая причинил убытки еще на 3 млрд руб. Московская область понесла ущерб в 504 млн руб., администрация Тульской области оценила причиненные сбоем убытки в более чем 436 млн руб. Потери ОАО «РЖД» составили порядка 650 млн руб.
Одной из ключевых причин возникновения серьезных аварийных ситуаций может быть перегрузка энергооборудования и необеспечение баланса мощности и электрической энергии в процессе оперативного управления энергосистемой, которые могут возникать в различных ситуациях.
С целью предотвращения и недопущения возникновения масштабных системных аварий необходимо обеспечить комплексное развитие всех элементов энергосистемы, повышать ее энергоэффективность и использовать заранее продуманную систему мероприятий, блокирующих воздействие причин технологических нарушений.
Анализ нештатных ситуаций – одна из наиболее сложных и важных задач диспетчерского управления электрическими сетями. Особым классом таких задач является диспетчерский оперативный анализ, в ходе которого персонал должен сформулировать возможные варианты (а в идеале сделать заключение) о сути нештатной ситуации.
В настоящее время на большинстве питающих центров и диспетчерских пунктов используются устаревшие программные комплексы АСДУ или средства телемеханики, которые не соответствуют современным требованиям. Как правило, функционал такого оборудования не позволяет передавать информацию в стандартный протокол сбора данных для оперативного и технологического контроля за работой электросетевой инфраструктуры.
Данные собираются с помощью конвертера протокола, преобразующего потоки информации, поступающей с подстанций класса напряжения 35-110 кВ, в стандартные протоколы. Использование этой схемы значительно усложняет процесс настройки технических средств программного продукта и не гарантирует качество передачи данных.
Диспетчерская служба центра управления сетями осуществляет мониторинг текущего состояния электросетевой инфраструктуры и решает задачи управления в зоне операционной деятельности. На фоне резкого увеличения скорости и объема передаваемой информации становится очевидно, что системы связи нуждаются в модернизации. Для повышения качества сбора и обработки данных необходимо активное внедрение цифровых технологий.
Одним из основных признаков современных автоматизированных систем управления эксперты называют интеграцию набора программных продуктов в общее информационное пространство.
К примеру, на диспетчерском щите электросетевой компании управление электроснабжением происходит с помощью программно-аппаратного комплекса «КОТМИ-2010», предназначенного для создания диспетчерских информационно-управляющих систем реального времени с функциями сбора информации из разных источников, телеуправления, обработки принятых данных, их архивации и предоставления запрашиваемой пользователем информации.
Клиент системы состоит непосредственно из программного продукта и набора функциональных модулей. Рабочее место дежурного диспетчера — это обычный офисный компьютер. Для оперативной обработки массива поступающих данных мощности ПК недостаточно, что неизбежно приводит к «торможению» системы.
В процессе работы с программно-аппаратным комплексом специалисты выявили ряд серьезных минусов:
- Уровень надежности устройств телемеханики не соответствует современным требованиям. В частности, в список выполняемых оборудованием функций не входит операция включения/отключения масляного выключателя;
- Надежность работы модемов также оставляет желать лучшего. Эксперты неоднократно фиксировали «зависание» этих устройств как со стороны программных средств, так и со стороны оборудования, установленного в диспетчерском пункте;
- Модемы и канальный адаптер разработаны сторонними компаниями, что существенно усложняет техническое обслуживание и ремонт оборудования;
- Технологическое оборудование верхнего уровня расположено на рабочем месте диспетчера. Эта особенность комплекса создает серьезные неудобства как для оперативного, так и для обслуживающего персонала.
В 2015 году в России создан Единый территориально-распределенный корпоративный центр обработки данных (ЕТРК ЦОД) ОАО «СО ЕЭС». В ходе реализации масштабного проекта на базе ОДУ и РДУ были введены в эксплуатацию объединенные модули и локальные вычислительные комплексы.
Ввод в эксплуатацию нового оборудования позволил максимально полно использовать вычислительные ресурсы для повышения надежности работы оперативного диспетчерского управления. Кроме того, благодаря новому оборудованию обеспечена возможность контроля работы сетей в режиме реального времени и реализована процедура «бесшовной» миграции информационных систем в виртуальную среду.
АСДУ выполняет функции контроля и комплексного управления электросетевой инфраструктурой во всех режимах ее эксплуатации. С учетом этого эксперты настаивают на целесообразности дальнейшего исследования, разработки и внедрения интегрированных систем управления программными комплексами для сетей и энергообъектов, которые объединяют ранее созданные отдельно функционирующие автоматизированные системы.
Интегрированные АСДУ объединяют функции надзорного, технологического и организационно-экономического мониторинга. Кроме того, они обеспечивают совместное функционирование автоматизированных систем управления предприятиями (АСУП) электросетей, регионов электросетей и автоматизированных систем управления технологическими процессами центров питания, которые находятся в оперативном управлении диспетчера.
Рост энергопотребления способствует увеличению нагрузки на электростанции и сети. Одновременно с этим увеличивается объем оперативных данных, которые необходимо своевременно доставить диспетчеру. В свою очередь диспетчер, используя свои знания и технические возможности, которыми он располагает, обязан гарантировать полный контроль над выработкой, передачей и распределением электричества.
Многие из современных АСДУ построены с использованием цифровых компонентов. Прежде всего, это микропроцессорные устройства защиты, оборудование для измерений, межчиповые линии связи, графическая система управления подстанциями и сетевой инфраструктурой.
Оборудование и программные продукты, предлагаемые как часть АСДУ, – это целая система, предназначенная для мониторинга, связи, контроля, анализа и защиты. Все эти функции выполняются в соответствии с единой концепцией развития автоматизированных систем управления.
Дальнейшее развитие автоматизированных систем управления электрическими сетями позволит:
- добиться автоматизации и вывести на качественно новый уровень эффективность диспетчерского контроля и управления;
- оперативно анализировать показатели работы сетей, предотвращать нештатные ситуации;
- сокращать время, которое затрачивается на ликвидацию нарушений и аварий;
- поддерживать параметры качества электроэнергии и оптимальные режимы основных сетей на уровне критерия минимизации потерь;
- повысить энергоэффективность и надежность работы энергообъектов и сетей;
- снизить недоотпуск электроэнергии за счет получения оперативных данных о состоянии электросетевой инфраструктуры и возможности быстро реагировать на любые отклонения от нормативных показателей;
- повысить надежность работы энергосистемы благодаря использованию полной и оперативной информации о работе оборудования и др.
По оценкам экспертов, залогом успеха внедрения автоматизированных систем управления является создание специальных программных комплексов, которые предназначены для контроля и анализа нештатных ситуаций в электросетях.
В случае аварии программа может оперативно проанализировать собранные данные о параметрах электросети и выработать план восстановления питания или сгенерировать рекомендации для устранения аварийной ситуации.
Именно поэтому необходимо разрабатывать и внедрять программные комплексы для управления сетями. Это не только позволит сократить количество аварий, но и даст возможность существенно повысить качество электроснабжения потребителей на определенных режимах работы.
Автоматика против нештатных ситуаций
Для обеспечения надежности электроснабжения и ограничения развития аварийных режимов используется противоаварийная автоматика (ПА). Это устройства или комплекс автоматических устройств, специально разработанных для предупреждения, локализации и устранения нарушений нормального режима.
К противоаварийной аппаратуре предъявляется ряд требований:
- Быстродействие. ПА должны с необходимой скоростью выполнять работу, для которой они предназначены. Это главное условие для устройств, которые используются для предотвращения нарушений динамической устойчивости;
- Селективность. Требование означает способность ПА отбирать объекты, способ и минимальный объем воздействий, обеспечивающих максимально эффективную локализацию нарушений нормального режима. В случае если на нештатную ситуацию реагирует несколько защитных аппаратов, установленных последовательно, то их суммарное воздействие также должно соответствовать требованию селективности;
- Чувствительность – способность ПА реагировать на отклонения от нормального режима, на действие которых они рассчитаны;
- Надежность. Противоаварийные устройства должны действовать по четко прописанной программе, заложенной в схему, и безотказно срабатывать в ситуациях, для которых они предназначены, а также исключать ложное реагирование на условия, когда их действие не предусмотрено.
В каждом конкретном случае структура ПА зависит от назначения устройства и условий его работы. Неизменным остается одно – вся противоаварийная автоматика состоит из трех элементов:
- Выявительная часть (ВЧ);
- Логическая часть (ЛЧ);
- Исполнительная часть (ИЧ).
Органы выявительной части определяют отклонения от нормативных показателей, вырабатывают соответствующие сигналы и передают их в ЛЧ. Логистические элементы сопоставляют последовательность, продолжительность и интенсивность принятых сигналов, выбирают оптимальные виды воздействия и цепочку устройств, которые необходимо задействовать. Функция исполнительной части состоит в непосредственном осуществлении воздействий.
Все устройства противоаварийной автоматики можно условно разделить на несколько основных видов:
- ПА для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). Аппаратура предназначена для оперативного выявления возникающих опасных перегрузок, непредвиденных отключений участков ЛЭП и их полных разрывов, а также других отклонений от нормального режима.
При возрастании передаваемой мощности до критического значения, а также в случае фиксации других технологических нарушений, которые представляют угрозу для устойчивости, аппараты АПНУ выполняют оперативную дозированную разгрузку электропередачи и межсистемных связей.
С этой целью могут быть использованы три вида воздействия: отключение генерирующего оборудования, быстрая разгрузка паровых турбин с последующим ограничением мощности по условиям послеаварийного режима и деление энергетических систем по сечениям, которое обеспечивает отключение части нагрузки и подачу ограниченной мощности в нужный район.
- ПА для ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Оборудование этого типа предназначено для выявления моментов приближения рабочих показателей к пределу устойчивости или фиксации момента непосредственного возникновения асинхронного режима с последующим воздействием на выявленные отклонения.
При выявлении нарушений АЛАР ресинхронизирует энергетическую систему или делит ее в предварительно намеченных сечениях. В этих случаях ПА выполняют отключение гидро- и турбогенераторов или производят быструю разгрузку паровых турбин в избыточной части энергосистемы, что способствует выравниванию частот и ускоряет ресинхронизацию;
- ПА для ограничения повышения частоты (АОПЧ). В случае выявления превышения максимально допустимых значений частоты устройство отключает энергогенерирующее оборудование гидроэлектростанций или отделяет тепловые станции от энергетической системы со сбалансированной нагрузкой;
- ПА для ограничения повышения напряжения (АОПН). Противоаварийная автоматика этого типа ориентирована на своевременное определение повышения напряжения до граничных значений, а также отключение шунтирующих реакторов и линий, которые выступают в роли источника повышенного напряжения.
Релейная защита от ненормальных режимов
Релейная защита (РЗ) – один из видов электрической автоматики. Эти устройства необходимы для обеспечения бесперебойной работы энергосистемы. Они непрерывно контролируют состояние защищаемых элементов, чутко реагируют на возникновение повреждений и других нештатных ситуаций:
- перегрузка электрооборудования;
- защита от затянувшегося пуска;
- двух- и трехфазные короткие замыкания (КЗ);
- замыкания на землю;
- внутренние повреждения в обмотках трансформаторов, генераторов и двигателей;
- асинхронный режим работы синхронных двигателей.
Существует несколько видов реле, каждый из них соответствует определенным характеристикам электрической энергии. Это позволяет системе устройств контролировать несколько показателей, постоянно сравнивая контролируемые величины с нормативом.
В случае если отслеживаемая характеристика выходит за рамки установленного диапазона или защитные устройства выявляют несправный участок, соответствующее реле реагирует на ситуацию: воздействуя на силовые коммутационные аппараты оперативно отключает проблемную зону.
В первую очередь такие действия касаются подключённой логистической части цепи. Логика настраивается на определенный алгоритм действий с учетом выполняемых задач. Возникшая нештатная ситуация полностью устраняется силовым выключателем, который прерывает питание аварийной схемы.
Измерительный орган любой релейной защиты настраивается в соответствии с определенной уставкой срабатывания, разграничивающей зону охвата и срабатывания защитных устройств. Сюда может входить как один, так и одновременно несколько участков.
Защитное устройство может реагировать на все повреждения, возникающие в защищаемой зоне, или на определенные отклонения от нормального режима. Поэтому, как правило, защищаемый участок оснащается сразу несколькими видами защит (основными и резервными), которые дополняют друг друга.
Основные защиты обеспечивают отключение повреждений в пределах защищаемого элемента с четко установленной скоростью и чувствительностью. Они должны реагировать на все неисправности, возникающие в рабочей зоне, или воздействовать на большинство из них.
Все остальные защиты, которые не подходят под основные условия, относятся к категории резервных. Они выполняют функцию ближнего резервирования основной РЗ в случае ее отказа или вывода из работы в закрепленной зоне.
Кроме того, резервные защиты могут выполнять так называемое дальнее резервирование – в дополнение к обслуживанию своего участка их действие также распространяется на смежные рабочие зоны на случай отказа их собственных защит или выключателя.
В последнее время сфера релейной защиты активно развивается и расширяется. Уже сегодня в энергетике используется микропроцессорная аппаратура и программное обеспечение как для защиты, так и для комплексного управления оборудованием.
По сравнению с электромеханическими устройствами защиты микропроцессорная техника отличается несколькими весомыми преимуществами:
- повышение аппаратной надежности защитных устройств;
- удобство в обслуживании из-за уменьшения числа используемых блоков и соединений;
- сокращение численности оперативного персонала;
- расширение и улучшение качества защитных функций;
- возможность регистрации событий с последующим анализом нештатных ситуаций;
- принципиально новые возможности управления средствами защиты и передача данных на удаленные уровни управления.
Принципы построения и алгоритмы, которые используются в цифровой релейной защите (ЦРЗ), существенно отличаются от тех, что применяются в электромеханических и электронных устройствах. Эксперты объясняют это различиями в технической базе и способах обработки данных.
Информация, которую получает ЦРЗ может состоять из ряда составляющих. В их число входят:
- аналоговые сигналы, информирующие о показателях контролируемых величин;
- дискретная информация (в том числе сигналы от коммутационного оборудования, других устройств защиты и обслуживающего персонала);
- цифровые данные от других защитных устройств;
- управление настройками и параметрами цифровой релейной защиты, которое осуществляется диспетчером или системами управления с помощью коммуникационного интерфейса.
В свою очередь, исходящая от ЦРЗ информация может содержать:
- логические сигналы к другим средствам защиты;
- сигналы на отключение выключателей;
- цифровые данные, характеризующие как текущие значения переменного тока, так и логические сигналы;
- цифровую информацию, получаемую с использованием коммуникационных интерфейсов;
- сообщения разных видов (например, запись измеряемых параметров в нормальном и аварийном режимах и др.).
Структура цифровой релейной защиты состоит из девяти функциональных блоков:
- Аналоговые входы переменного тока.
- Микропроцессорный блок, преобразователи и усилители для цифровой обработки сигналов.
- Дискретные входы для ввода логической информации.
- Дискретные выходы для управления и сигнализации.
- Клавиатура управления для ввода управляющей информации.
- Дисплей.
- Интерфейс, обеспечивающий устойчивую связь между защитой и компьютером.
- Системный интерфейс для связи защиты с системой контроля и управления.
- Функциональный интерфейс, способствующий быстрому обмену информацией.
Цифровая трансформация. Реальность и перспективы
Анализ достижений в области разработки информационной автоматизированной системы управления в энергетике показывает, что на сегодняшний день до решения проблемы еще далеко. Электроэнергетика пока находится на начальном пути цифровизации.
Существует несколько факторов, которые препятствуют активному внедрению инноваций. Во-первых, не все компании до конца понимают масштаб возможностей, которые открывает перед ними цифровая трансформация.