СТАЦИОНАРНАЯ СИСТЕМА ПЕРЕДАЧИ И ПРОСМОТРА АВАРИЙНОЙ ИНФОРМАЦИИ. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ И АЛГОРИТМЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ

1. Введение.

 

 

В последние годы в отечественной и зарубежной энергетике получили широкое распространение цифровые регистраторы аварийной информации.  Для энергетики России внедрение систем цифрового осциллографирования является особо актуальным в связи с высокой степенью износа основного оборудования, вызывающего повышенную аварийность в сетях и системах. Данные об аварийных процессах используются в службах релейной защиты разного уровня, а также в диспетчерской службе и в службах, связанных с эксплуатацией основного оборудования.

 


Цифровые осциллографы, используемые на практике, являются в основном автономными устройствами, предназначенными для регистрации локальных аварийных процессов. Под локальными процессами здесь понимаются такие процессы, существо которых может быть расшифровано по данным от одного регистратора. При этом в осциллографе может присутствовать только внутренний таймер, обеспечивающий привязку процесса, регистрируемого многоканальной системой, к своему источнику времени.

 

 

Такие системы оправдывают себя при использовании на относительно простых объектах с небольшим числом тупиковых присоединений. В таких схемах аварийный процесс может охватывать несколько присоединений, которые охвачены одним регистратором. Для расшифровки процесса достаточно иметь одну осциллограмму, имеющую привязку к произвольной шкале времени, определяемой таймером данного регистартора.

 

 

На больших объектах, имеющих много присоединений, питающихся от разных шин, имеющих электрические связи между собой, автономные осциллографы оказываются малопригодными. Для расшифровки аварийного процесса здесь необходимо совмещение данных от различных регистраторов. Совмещение данных от различных несинхронизированных  регистраторов в общем случае является достаточно сложной задачей, Для решения ее необходим персонал высокой квалификации. Не может быть и речи об использовании таких осциллограмм, например, дежурным персоналом. Некоторое упрощение задачи получается, если во всех регистраторах предусмотрена синхронизация съема данных от одного  внешнего источника времени.

 

 

В этом случае рассмотрение сложных процессов упрощается, однако все равно использование этой системы достаточно сложно. Задача еще более усложняется, если в качестве источников информации даже на одной подстанции используются данные от разнородных устройств. Типичным примером  является использование аварийных данных от автономных цифровых регистраторов и от отдельных микропроцессорных устройств: релейной защиты, регистраторов места повреждения на ВЛ, регистраторов качества электроэнергии, счетчиков электроэнергии и т.п. Во всех этих многофункциональных устройствах помимо основных  функций имеются вспомогательные информационные блоки, которые фиксируют информацию об аварийном процессе.

 

 

Стыковка в единый массив всей этой разнородной аварийной информации требует создания специального программного обеспечения, без которого значительная часть информации о наиболее сложных авариях остается нерасшифрованной, либо требует очень больших затрат со стороны обслуживающего персонала. Наиболее сложны для расшифровки аварийные данные, поступающие в общий диспетчерский центр электрической сети в случае сложной системной аварии, охватывающей несколько подстанций и электростанций. Сложность расшифровки таких аварийных данных связана не только с проблемами временной  синхронизации, но и с необходимостью рассмотрения очень большого объема информации.

 


При стыковке осциллограмм аварийных процессов от разнородных источников информации, как правило, возникают проблемы, вызываемые следующими причинами:

 


1.    Различной точностью привязки аварийных осциллограмм к единому времени.
2.    Разным шагом осциллографирования (интервалом опроса) аварийной информации.
3.    Неодновременностью времен начала и окончания процесса осциллографирования в разных регистраторах.

 


4.    Не во всех регистраторах аварийных процессов есть возможность автоматической перекодировки данных из внутреннего формата в универсальный формат Comtrade.
5.    Различием в трактовке формата Comtrade различными фирмами, что обуславливает необходимость дополнительной обработки данных.
6.    Отсутствием единой системы классификации и кодирования аварийной информации.

 


Для характеристики сложности рассматриваемой проблемы приведем в качестве иллюстрации данные по системе регистрации аварий на Выборгской преобразовательной подстанции 330/400 кВ линии электропередачи Россия-Финляндия. На этой подстанции аварийная информация включает около 500 аналоговых сигналов и около 2000 дискретных сигналов от регистраторов БАРС (разработка ВЭИ г. Москва), более 200 аналоговых сигналов от микропроцессорных защит (фирма Сименс). Простое обозрение этого объема  данных представляет сложную задачу, а проанализировать его по ходу аварийного процесса и сделать оперативные выводы дежурному даже очень высокой квалификации невозможно.

 


2. Общее описание системы.

 

 

Решением проблемы регистрации и отображения сложных аварийных процессов НИИ Постоянного тока занимается практически с начала 90-х г.г. За истекший период нами последовательно были решены проблемы синхронизации съема информации, стыковки в единую систему разнородных  источников информации, в качестве которых могут выступать микропроцессорные устройства отечественных и зарубежных фирм, создание специального комплекса программ, обеспечивающего удобный интерфейс для работы персонала разных  служб: релейной, диспетчерской, административного персонала, других служб.

 

 

Программно-технический комплекс внедрен на Выборгской преобразовательной подстанции и других энергообъектах под названием стационарная система передачи и просмотра аварийной информации. ПТК предназначен для организации постоянного мониторинга и контроля аварийных, предаварийных и послеаварийных переходных процессов, с помощью современных микропроцессорных систем регистрации аварийных процессов и РЗА и позволяет  осуществлять решение задач сбора, обработки, передачи и просмотра аварийной информации непосредственно на подстанции и на верхних уровнях управления сетью в МЭС и ФСК ЕЭС.

 


При разработке  ПТК преследовалась цель  создания комплекса, позволяющего в максимальной степени упростить расшифровку аварийной информации и обеспечить возможность использования ее в оперативном управлении для сокращения аварийных простоев, своевременной диагностики повреждений, решения проблем координации релейной защиты и системной противоаварийной автоматики и др.

 


Иерархическая система регистрации аварийных событий  в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС»  строится как автоматизированная система, оснащенная всеми необходимыми средствами сбора, обработки, передачи, хранения и отображения аварийной информации. Общая структура системы приведена на рисунке 1. Программно-технический комплекс системы устанавливается в ФСК ЕЭС,  МЭС, ПМЭС и на подстанциях. Между иерархическими уровнями предусматриваются средства связи для передачи информации с  нижнего уровня на верхний.

 

 

На каждом иерархическом уровне в соответствии с возложенными задачами и компетенцией осуществляются приём, обработка, хранение, анализ и вывод информации в виде, удобном для оперативного персонала. В соответствии с этой структурой для каждого уровня технических средств разрабатывается и соответствующее программное обеспечение.

 


3. Нижний уровень.

 

 

К нижнему уровню системы относится оборудование и программное обеспечение, размещаемое непосредственно на подстанциях. Структура ПТК подстанции показана на рисунке 1, на котором приведена структура для наиболее сложного случая, когда система внедряется на крупной узловой подстанции, уже оборудованной средствами регистрации и АСУ ТП. В этом варианте цифровые микропроцессорные регистраторы подключаются к концентратору, из которого аварийная информация поступает на сервер системы.

 


Аварийная информация и осциллограммы от микропроцессорных защит различных фирм-изготовителей передаются в систему из имеющегося на подстанции центрального сервера АСУ ТП. Суммарная аварийная информация передается в выделенный сервер регистрации аварийных событий (РАС), расположенный на подстанции. Выделенный сервер может совмещать функции рабочей станции.

 


Преимуществом данной структуры является возможность поэтапного подключения оборудования на подстанции и возможность использования аппаратуры разных фирм. Недостатком является некоторая избыточность аппаратных средств (два сервера). На подстанциях с обслуживающим персоналом возможно реализовать более простой вариант структуры. В этом варианте цифровые регистраторы и микропроцессорные защиты подключаются непосредственно к выделенному серверу РАС. Необходимым условием осуществления данного варианта является условие открытых протоколов связи для всех МПРЗА и цифровых регистраторов.

 


Самый простой вариант структуры системы может быть реализован  на подстанции без обслуживающего персонала. В этом случае регистраторы и МПРЗА на подстанции подключаются к выделенному серверу, из которого информация передается на кустовую подстанцию или в более высокие уровни. Выделенный сервер выполняет также функции хранения полного подстанционного архива. К этому архиву возможен доступ с более высоких уровней системы. Для упрощения системы на необслуживаемой подстанции не рекомендуется устанавливать постоянную рабочую станцию. Вместо этого при необходимости проведения на подстанции ремонтных, пуско-наладочных  работ и проверок должен использоваться компактный переносной компьютер.

 


Выделенный сервер подстанции или сервер, совмещенный с рабочей станцией, выполняет функции получения и централизованной  обработки информации от распределенных разнородных источников, ее хранения в архивах и выдачи по требованию соответствующих задач, запускаемых на рабочей станции. Как указывалось выше, сервер может находиться как непосредственно на подстанции, в режиме автономной работы системы, так и в кустовом центре диспетчерского управления, либо на ДП ПМЭС в режиме регистрации аварий во всей энергосистеме.

 

 

Также возможна работа осциллографа в двухсерверном режиме, когда информация передается и отображается непосредственно в РАС или АСУ ТП объекта  и одновременно на ДП ПМЭС и на более высоких уровнях ЕНЭС.  При этом на сервере РАС принимается и обрабатывается  информация от всех регистраторов подстанции только об аварийных процессах на данном энергообъекте.  Серверы ПМЭС и выше принимают и обрабатывают информацию об аварийных процессах в своем районе, на данном иерархическом уровне.

 


4. Верхний уровень.

 

 

К верхнему уровню  системы относятся программно-технические средства, располагаемые на уровнях ПМЭС, МЭС и ФСК. Структура ПТК верхних уровней отображена на рисунке 1. Эти комплексы имеют практически идентичную структуру и отличаются в основном программным обеспечением. На каждом уровне производится сбор и отображение аварийной информации в соответствии с обслуживаемым районом и с учетом различия выполняемых функций.

 


Верхний уровень представлен оборудованием  локальной сети и персональными компьютерами АРМ, обладающими ресурсами, достаточными для полного отображения информации о режиме и для управления объектом.

 


Разработанная структура системы обеспечивает автоматическую передачу аварийной информации по всей цепочке – от подстанции до ФСК. На каждом уровне производится фильтрация, с целью «прореживания» информации и предоставления на каждом уровне наиболее важной информации, необходимой для выполнения функций данного уровня. При этом предусмотрена возможность, обеспечиваемая программными средствами, прямого доступа с любого уровня системы к архивам аварийной информации, хранящимся на подстанциях. Данный режим не является автоматическим и работает по принципу ручного вызова.

 


Разработанная структура технических средств позволила создать программное обеспечение, обеспечивающее высокий уровень автоматизации обработки аварийной информации, поступающей на диспетчерский пункт от множества осциллографов, расположенных в различных территориально удаленных точках энергообъединения.

 


5. Программное обеспечение серверной части выполняет следующие функции:

 


•    Предварительная обработка данных на Сервере системы: перекодировка осциллограмм аварийных процессов от микропроцессорных устройств, не поддерживающих стандартные форматы, из их внутреннего формата в универсальный формат Comtrade и т.д..
•    Объединение на Сервере отдельных осциллограмм в единые аварийные процессы по признаку общего интервала времени. В системе реальна ситуация, когда осциллографирование по отдельным регистраторам началось и закончилось неодновременно. Обрабатывающая программа на сервере объединяет отдельные осциллограммы в единый блок для дальнейшего просмотра.

 


•    Ведение долговременного архива аварийных процессов на объекте.
•    Приведение (аппроксимация) осциллограмм аварийных процессов к единому шагу осциллографирования. Минимальный шаг осциллографирования выбирается равным минимальному шагу осциллографирования из всех регистраторов, включенных в систему.

 


•    Возможность отображения на осциллограмме последовательности срабатывания защит, блинкеров, коммутационной аппаратуры и других дискретных сигналов. 
•    Автоматическая разбивка по кадрам по заранее заданным пользователем программы критериям (в один кадр попадает информация от физически связанных величин, например 3 фазы токов и 3 фазы напряжений по присоединениям).
•    Подготовка и архивирование файла аварии для передачи на верхние уровни диспетчерского управления.

 


6. Программное обеспечение рабочей станции выполняет следующие функции:

 


•    Сохранение аварийной информации в пользовательском архиве на рабочей станции.
•    Многооконный интерфейс (отображение осциллограмм в нескольких кадрах на экране одновременно).
•    Наличие обзорного кадра, позволяющего осуществлять экспресс-анализ всего аварийного процесса и быстро перемещаться по временной оси аварии.
•    Изменение масштаба графического отображения сигналов по временной оси и амплитуде, а также инструменты «Лупа» и Zoom.

 


•    Возможность работы с группами сигналов.
•    Экспресс-обзор зоны распространения аварии по объекту (какие присоединения, оборудование, сигналы задействованы в аварии).
•    Вывод численного значения сигнала и перемещение его в любое место графической области.
•    Широкий спектр инструментов для подготовки документа к печати (цвет, линии, тексты, метки, стрелки и т.д.), позволяющий пользователю автоматизировать процесс анализа осциллограмм. Режим предварительного просмотра. Распечатка осциллограмм.

 


•    Наличие векторных диаграмм в индикаторном и оконном режиме, а также разложение трехфазных систем на прямую, обратную и нулевую последовательность.
•    Разложение мгновенных напряжений и токов на гармонические составляющие.
•    Определение максимальных и минимальных амплитудных и действующих значений на определенном временном интервале.
•    Настройка конфигурации программы просмотра под конкретного пользователя.

 


Основное внимание при разработке программного обеспечения обращалось на создание максимально удобного интерфейса оператора. Объем аварийной информации при сложных системных авариях достаточно велик, выдача его в простейшем виде (например, в форме простого суммирования сигналов от разных осциллографов) неприемлема, поскольку дежурный персонал не сможет осмыслить и использовать эту информацию.

 

 

Поэтому в системе отображения использованы различные средства обобщения информации, представления ее в качественном виде, выделения  существенных признаков цветом, звуком и др. Неинформативные и второстепенные явления и сигналы устраняются с помощью специальных фильтров. В программном обеспечении предусмотрены широкие возможности настройки системы отображения непосредственно эксплуатационным персоналом. В качестве примера на рисунках приведены некоторые видеограммы системы отображения.

 

 

На рисунке 2 приведена видеограмма, на которой изображен запуск всех осциллографов энергосистемы. На рисунке 3 приведена видеограмма качественного отображения аварийного процесса, на рисунке 4 – многооконный интерфейс (отображение осциллограмм в нескольких окнах в едином времени). На рисунке 5 изображен в масштабе полного окна фрагмент осциллограммы аварийного процесса, подготовленный к распечатке.

 


7. Заключение.

 

 

1. Разработан и внедрен программно-технический комплекс, обеспечивающий возможность сбора, передачи и отображения аварийной информации от цифровых регистраторов и микропроцессорных устройств различных фирм-изготовителей. Технические характеристики комплекса:

 


•    Точность привязки информации к единому времени 1 мс;
•    Количество аварийных аналоговых сигналов, обрабатываемых системой – до 3000.
•    Количество аварийных дискретных сигналов – до 10 000.
•    Минимальный обрабатываемый шаг осциллографирования – 1мкс.

 


2. Отличием разработанного комплекса является наличие единой базы данных, позволяющей вести обработку информации на отдельной подстанции и на последующих иерархических уровнях диспетчерского управления в единой системе кодирования и классификации информации во всем энергетическом районе.

 


3. Возможность передачи и просмотра обобщенной аварийной информации на верхние уровни диспетчерского управления.
4. Разработан оригинальный интерфейс пользователя, позволяющий также использовать аварийную информацию в целях оперативного управления.

 


5. В системе обеспечена возможность доступа к аварийной информации различных пользователей непосредственно на подстанции и на верхних уровнях диспетчерского управления ЕНЭС.

 


6. В системе предусмотрена централизованная база данных и архив аварийной информации в целом по энергообъединению на разных уровнях. В то же время возможна организация локальных архивов для отдельных служб.

 


Основные разработки системы выполнены в отделе АСУ ТП ОАО «НИИПТ»  в 2000 – 2005 г.г. при участии сотрудников МЭС С-Запада и ФСК ЕЭС. Внедрение централизованной системы регистрации аварий позволит повысить общую надежность, и, в частности, снизить ущерб от нарушений энергоснабжения целых регионов при сложных авариях в объединённых энергосистемах за счёт оперативного выявления и локализации неисправностей.

 

 

 

 

Рис.1 Схема общей структуры иерархической системы передачи аварийной информации с подстанций ЕНЭС в ПМЭС, МЭС и ФСК «ЕЭС»

 





Рис.2. Схема размещения и запуска аварийных осциллографов.

 

 

 

 

Рис.3. Качественное отображение аварийного процесса в целом.

 

 

 

 

Рис.4. Многооконный интерфейс.

 

 

 

 

Рис.5. Фрагмент осциллограммы аварийного процесса.

подписка на новости
 
информационные спонсоры и партнёры ГК ЭВР
 
сотрудничество
 
ВСЕ ПРАВА ЗАЩИЩЕНЫ © 2003—2011 ГК ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ВЫСТАВКИ РОССИИ