Программно-технический комплекс тестирования и настройки систем управления и противоаварийной автоматики в режиме реального времени


Актуальность работы, цель и общая характеристика проекта

Правильностью функционирования систем управления (СУ) и противоаварийной автоматики (ПА), включая релейную защиту, в значительной мере определяется надежная и устойчивая работа электроэнергетических систем (ЭЭС). Между тем, согласно данным, приведенным в литературных источниках, примерно 25% всех тяжелых аварий происходит из-за неправильных действий СУ и ПА, к тому же в 50 – 70% случаев по этой же причине обычный аварийный режим переходит в тяжелую системную аварию. Кроме того, примерно 30-40% неправильных действий связаны с неисправностью самих устройств СУ и ПА (ошибки в аппаратной части, ошибки в логической части или алгоритмах), а 15-20% - с их неправильной настройкой.

В качестве основных причин такой ситуации можно выделить:

1. Несоответствие настроек СУ и ПА реальным условиям их функционирования, которое, принимая во внимание применяемые методики, определяется двумя основными факторами:

а) использованием при расчете уставок недостаточно полной и достоверной информации о режимах и процессах в оборудовании и ЭЭС;

б) упрощенным учетом погрешностей, формируемых конкретными реализациями РЗ и ПА и измерительными трансформаторами.

2. Малая эффективность тестовых проверок программно-аппаратной реализации СУ и ПА. 

Для устранения обозначенных причин неправильных действий СУ и ПА за рубежом и в России в настоящее время используют цифровые программно-технические комплексы, такие как RTDS и eMEGASim, которые позволяют осуществлять моделирование в реальном времени процессов в оборудовании и ЭЭС в целом, а также проводить тестовую проверку алгоритмов реальных СУ и ПА и их аппаратных компонентов в «замкнутом цикле». Однако применяемые в цифровых комплексах численные методы расчета дифференциальных уравнений, описывающих процессы в ЭЭС, ограничены определёнными условиями: решения дифференциального уравнения должны удовлетворять условию Липшица, длина интервала решения ограничивается по условию теоремы Далквиста и др. Вследствие этого накладываются ограничения и на совокупную модель энергосистемы: на порядок системы дифференциальных уравнений, интервал интегрирования, общее время моделирования. При этом увеличение размерности моделируемой ЭЭС обязательно приводит к упрощению моделей силового оборудования, что в свою очередь снижает адекватность и достоверность результатов моделирования. Помимо данной проблемы, существует и другая: при решении дифференциальных уравнений численными методами неизбежно имеет место методическая ошибка, определить и устранить которую невозможно и которая, как правило, с каждым шагом увеличивается.

Обозначенные ограничения обуславливают присущие цифровым программно-техническим комплексам недостатки: необходимость существенного ограничения размерности моделируемой энергосистемы и/или интервала воспроизведения процессов, необходимость использования в некоторых случаях упрощенных моделей оборудования ЭЭС, которые, в конечном счете, не позволяют в полной мере решить обозначенную проблему повышения эффективности и адекватности функционирования СУ и ПА. Кроме того, в настоящее время активно развиваются средства распределённой защиты и управления, разработка и проверка программно-технической реализации которых вообще будет неэффективной при условии использования малых энергосистем или упрощенных моделей оборудования ЭЭС.

Использование принципиально другого подхода – концепции гибридного моделирования, объединяющей три подхода к моделированию: аналоговое, цифровое (численное) и физическое, позволяет получить результаты более полные и достоверные за счет исключения методической ошибки и названных выше ограничений. На основе данной концепции в Томском политехническом университете разработана гибридная многопроцессорная программно-техническая система – Всережимный моделирующий комплекс реального времени ЭЭС (ВМК РВ ЭЭС).

Уникальными свойствами и возможностями обладает ВМК РВ ЭЭС за счет следующих технических решений:

1) для всех видов элементов ЭЭС синтезируются всережимные математические модели с полноценным учетом основного и вспомогательного оборудования, достаточно полно и достоверно воспроизводящие реальные непрерывные спектры процессов в этом оборудовании при всевозможных нормальных и аварийных режимах его работы;

2) для методически точного решения в реальном времени и на неограниченном интервале систем дифференциальных уравнений всережимных математических моделей элементов ЭЭС применяется естественно адекватное этому математическому описанию и условиям решения неявное непрерывное интегрирование, благодаря чему обеспечивается отсутствие методической погрешности моделирования;

3) автоматизированное и автоматическое управление параметрами и коэффициентами математических моделей осуществляется путем цифро-аналогового и аналого-цифрового преобразования форм представления информации, что обеспечивает гибкость модели ЭЭС;

4) в соответствии с естественной структурностью ЭЭС всережимное математическое моделирование каждого элемента ЭЭС локализуется, а их естественное трехфазное взаимодействие в схеме ЭЭС осуществляется путем преобразования входных-выходных математических переменных в соответствующие им модельные физические токи, напряжения и организации посредством трехфазных коммутаций, согласно топологии моделируемой ЭЭС, трехфазных модельных физических узлов; при этом весь спектр всевозможных трехфазных продольных и поперечных коммутаций, в том числе с учетом сопротивлений шунтов выключателей и переходных сопротивлений замыканий, осуществляется также на модельном физическом уровне.

5) все автоматизированные и автоматические информационно-управляющие возможности моделирования в реальном времени ЭЭС осуществляются программно-цифровым путем посредством организации информационного взаимодействия между моделируемыми элементами ЭЭС и центральной ЭВМ – сервером, реализуемого с помощью необходимых для этого информационных цифровых магистралей, интерфейсных средств, персональных ЭВМ и специализированного программного обеспечения (СПО).

что позволяет решать как локальные, так и системные задачи, а также обеспечивает необходимую гибкость комплекса при развитии моделируемой сети.

Цель проекта – разработка в связи с тенденцией в промышленности к импортозамещению отечественного программно-технического комплекса тестирования и настройки систем управления и противоаварийной автоматики, ключевым элементом которого является специализированная многопроцессорная программно-аппаратная система гибридного типа для всережимного моделирования в реальном времени ЭЭС (ВМК РВ ЭЭС), способного успешно конкурировать с зарубежными аналогами: RTDS, eMEGASim и др.

Ожидаемые результаты

В результате создания программно-технического комплекса открываются следующие возможности:

1) тестирования в замкнутом цикле любых устройств СУ и ПА, а также их алгоритмов, для повышения эффективности их разработки и настройки;

2) верификация и сертификация устройств СУ и ПА;

3) достоверной и оперативной оценки динамической, колебательной и результирующей устойчивости узлов нагрузки и распределительной сети в целом;

4) достоверного и оперативного анализа и регламентации пусковых режимов и режимов самозапусков двигательной нагрузки и связанных с ними технологических задач;

5) полного, достоверного и оперативного анализа аварий и разработки обоснованных и эффективных мероприятий по их предотвращению и ликвидации;

6) проверки и научно-технического сопровождения процесса внедрений новых технических решений и оборудования.

Рейтинг проекта +3

Команда

+ Вступить в команду
Показать еще

Обсуждения

Комментарии

Igor PC

"4) достоверного и оперативного анализа и регламентации пусковых режимов и режимов самозапусков двигательной нагрузки и связанных с ними технологических задач;

5) полного, достоверного и оперативного анализа аварий и разработки обоснованных и эффективных мероприятий по их предотвращению и ликвидации;"

В терминалах РЗА имеется осциллограф, с помощью которого можно решить эти задачи.

Ответить 0 22 августа 2014 в 10:46
Михаил Андреев

Да имеется. Вот только режим проанализировать с помощью терминала вы не сможете должным образом. Да и мероприятия вряд ли какие-нибудь сможете выработать. Эти осциллографы позволяют примерно оценить ситуацию, причем не всегда достоверно. С помощью моделирующего комплекса можно воссоздать аналогичный режим, проверить правильность работы автоматики и соответственно скорректировать это.

Ответить 0 22 августа 2014 в 11:06
Михаил Андреев

Иначе говоря, терминалы РЗА и их ПО не предназначено для решения отмеченных задач именно в том виде, в котором они заявлены в описании проекта. Многие терминалы обладают функцией учета электроэнергии, но мы эту функцию практически не используем.

Ответить 0 22 августа 2014 в 11:24
Igor PC

Служба РЗА использует осциллограммы с терминалов РЗА для анализа аварий и срабатывания защит.

Зачем анализировать пусковые режимы и режимы самозапусков двигательной нагрузки и связанные с ними технологическе задачи?

Ответить 0 22 августа 2014 в 15:30
Михаил Андреев

Для исключения ложных срабатываний защиты. У нас в Томске были такие случаи на ТНХК. По расчетам самозапуск был не возможен, а исследования на нашем комплексе показали другое. Мы оказались правы. Так что исследования проводить необходимо.

Ответить 0 22 августа 2014 в 16:22
Михаил Андреев

Служба Рза использует то, что есть. Это не значит, что нет других вариантов.

Ответить 0 22 августа 2014 в 16:24
Анна Типикина

Интересный подход. Хотелось бы немного пояснений, для чего именно используется аналоговое моделирование, для чего цифровое (численное) и для чего физическое? И на сколько большие энергосистемы получается моделировать таким образом?

Ответить 0 24 сентября 2014 в 16:43
Михаил Андреев

В общем-то об этом сказано в описании проекта. На аналоговом уровне реализовано решение дифференциальных уравнений (в специализированных гибридных процессорах (СГП)), описывающих процессы в оборудовании энергосистемы. Таким образом исключается методическая ошибка, которая неизбежно присутствует при численном решении дифуравнений. На цифровом осуществляется взаимосвязь СГП. В соответствии с топологией моделируемой ЭЭС СГП соединяются на физическом уровне, т.е. на физическом уровне фактически реализуются шины подстанций. Выходными сигналами СГП являются физические токи низкого уровня. Таким образом реализуется естественное взаимодействие элементов ЭЭС.

Анна Типикина

Какого размера систему алгебро-дифференциальных уравнений можно решить таким образом? Или система фиксирована и схема собирается вручную для каждого конкретного случая?

Ответить 0 24 сентября 2014 в 20:13
Михаил Андреев

Система уравнений для каждого оборудования известна. Что касается схемы энергосистемы, то видимых ограничений здесь нет. При этом на точность расчета размер схемы не влияет. Хотя все моделируемые элементы связаны жестко. Так что модель собирается под конкретную систему. На данном этапе это так. Над гибкостью схемы мы работаем.

Ответить 0 25 сентября 2014 в 10:24

Добавление комментария