Технология дискретного и цифрового взаимодействия релейно-защитной аппаратуры с центральной системой управления и подключаемым оборудованием электропотребителей

ОАО «Новая ЭРА»
Марк Тихомиров, главный специалист
Анатолий Неелов, начальник сектора главных специалистов отдела НИОКР Сергей Стародед, начальник отдела НИОКР, к.т.н.

В данной статье рассмотрена технология перевода средств защит с дискретного взаимодействия на цифровое с расширением задач, решаемых системами защит, управления и регулирования для передачи обработанной информации в центральную систему управления морским объектом. Оценивается влияние средств контроля состояния электрооборудования и мониторинга ЭЭС на общую ситуацию при плавании судна.

При нормальной эксплуатации судовые электроэнергетические системы (ЭЭС) обеспечивают работоспособность всего основного оборудования, средств обитаемости и живучести, а при использовании электродвижения ЭЭС становятся важнейшим элементом, обеспечивающем ход и управляемость судна. Отдельные автономные средства борьбы с авариями ограничены по мощности и времени работы, поэтому могут использоваться дополнительно и в основном для спасения команды, а не судна.

Таким образом, на современном судне работоспособность ЭЭС является ключевым вопросом плавания и для судна в целом играет не меньшую роль, чем прочность корпуса. Электроснабжение приводов системы электродвижения относится к особой группе первой категории электроприемников, и перерыв их питания при нарушении электроснабжения от одного из источников может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Причем вероятность этого должна быть минимальной. Это обеспечивается структурой ЭЭС и надежностью составляющих элементов, но эти вопросы решаются отдельно. В данной статье рассмотрена технология перехода с дискретного взаимодействия средств защит (по проводным связям) на цифровое взаимодействие между системами защит, управления и регулирования и передачи обработанной информации в центральную систему управления морским объектом.

При работе электрооборудования ЭЭС контроль за мгновенными значениями параметров (векторами и амплитудами тока и напряжения) от источника до потребителя выполняется средствами релейной защиты и автоматики (РЗиА), располагаемыми в главном электрораспределительном щите (ГРЩ). На основе измеренных токов и напряжений в РЗиА вычисляются дополнительные характеристики, оценивающие зону работоспособности агрегатов, входящих в состав технических средств судна.

Средства автоматизации ГРЩ входят составной частью в комплекс технических средств автоматизации судна, включающий систему управления ходом и позиционирования, системы управления техническими и технологическими средствами. Система управления судовой ЭЭС (СУ ЭЭС) получает задания от других систем управления и дает обобщенные указания регулирующим автоматическим подсистемам в ГРЩ для создания условий генерирования и передачи электроэнергии. Иерархическое распределение функций управления и регулирования является единственно надежным способом локализации отказов и сбоев в системах управления сложным объектом. Создание дублирующих иерархических цепей управления повышает стойкость к одиночным отказам в системах управления, но не исключает аварий в силовой части ЭЭС. Для локализации аварий в системе генерирования, распределения и преобразования электроэнергии в системе защит на основе РЗиА, создается структура перекрытий зон электрических защит и их взаимодействие с локальными защитами агрегатов, организованных на других принципах.

Меры, принимаемые всеми разработчиками систем, достаточно близки. Это резервирование и самодиагностика. Но с учетом роста степени автоматизации и стремления сократить участие человеческого фактора в локальном управлении агрегатами технических средств судна резко возрастает роль мониторинга в распределенной системе ЭЭС и ее средств автоматизации.

Средства мониторинга состояния оборудования не заменяют собой системы защит и самодиагностики устройств, а могут устанавливать взаимные влияния процессов, происходящих в агрегатах, подсистемах регулирования, в сетях распределения и в среде, их окружающих. В первую очередь должны быть организованы в единую сеть средства мониторинга рабочих, предаварийных и аварийных значений контролируемых параметров, сбором и регистрацией которых занимаются средства защит и регулирования. В частности, на программно-аппаратные и сетевые связи средств мониторинга может быть перенесена задача, которую традиционно решает человек – принятие решения об использовании агрегата в режиме перегрузки, если по условиям эксплуатации требуется обеспечение хода и маневрирования или обязательное использование других конкретных технических средств в аварийной ситуации.

Выбор между комфортом или безопасностью должен автоматически решаться в пользу безопасности не только в момент получения сведений об аварии, но предугадываться по тренду состояния и при значительном нарастании ухудшений и при приближении к границе допустимого состояния исключать его наступление.

Можно представить обобщенную структуру поведения агрегатов технических систем, разделив область состояний ЭЭС на три зоны:
• А – нормальной эксплуатации, допустимой по параметрам для всех агрегатов;
• Б – изменение группы параметров в сторону нежелательных состояний (неэффективная работа агрегатов и снижение ресурса);
• В – изменение одного или группы параметров к аварийным значениям, за которыми далее сработает защита.

При определении состояния комплекса технических средств как находящихся в зоне А действия системы мониторинга могут сводиться к накоплению статистической информации для последующего обобщения на базе в порту приписки судна.

При обнаружении интегрального стремления части комплекса технических средств попасть в зону Б должно вырабатываться регулирующее задание на улучшение параметров в лучшую сторону. Так для ЭЭС это может быть перегрузка или недоиспользование работающих генераторов, перегрузка трансформаторов или преобразователей, что может быть временно допустимо в течение технически обоснованного времени, но потом должно быть исправлено. Расчетное время до критического события является указанием для системы верхнего уровня управления о необходимости изменить режим, что является не прямым указанием по «релейному» алгоритму, а одним из многих критериев выбора решения этой системой управления.

Одной из важнейших задач системы мониторинга является обобщение данных от разных систем регулирования агрегатов. В частности, при срабатывании одной из защит, контролирующих свой набор параметров (например, критическое снижение давления масла, что неминуемо приведет к локальной аварии и аварийному останову механизма) в смежной с ней по агрегату системе регулирования по электрическим параметрам должен появиться сигнал на снижение нагрузки и, может быть, прекращение подачи питания. Таких логических связей множество.

Таким образом, должно выполняться исключение расширения аварии, возникшей по одной из причин, т.е. исключение развития аварийных последствий. Передача об этом информации на следующий (верхний) уровень управления позволит принять решение о компенсации данного события до начала влияния на всю систему распределения электроэнергии в ЭЭС.

При обнаружении вероятности пересечения границы зоны В, т.е. начала срабатывания защит и появлении невосстановимых разрушений, в системе мониторинга должны начаться процессы локализации аварийной ситуации и предотвращения недопустимого снижения жизненно важных параметров в локальных частях ЭЭС, обеспечивающих электропитание ответственных потребителей, используемых (или подготовленных к использованию) в данное время.

В морских ЭЭС применяются микропроцессорные РЗиА, распределенные контроллеры, активные и пассивные ключи, устройства сбора и хранения данных. Все они являются микропроцессорными (МП), в литературе иначе называемыми «интеллектуальными электронными устройствами».

Интеграции средств защит, мониторинга и автоматизации ГРЩ ЭЭС является одним из средств сокращения эксплуатационных расходов на обслуживание. Это возможно благодаря интеграции МП в системы управления и мониторинга всей ЭЭС. Функции защиты требуют обмена сигналами между многочисленными РЗиА, что реализуется в настоящее время с использованием проводного монтажа между входами и выходами различных МП. Прогресс в этом вопросе состоит в замене дорогостоящей системы монтажа системой обмена сигналов между МП по вычислительным сетям. Однако преимущества интеграции недостаточно проявляются, так как сегодня, при различных протоколах связи, для сбора данных в реальном времени и архивирования данных требуются дополнительные аппаратные средства: устройства преобразования протоколов, программные средства (многочисленные интерфейсные программы), что в свою очередь увеличивает затраты на разработку и обучение личного состава.

Для решения проблемы создания универсальной платформы, позволяющей МП по защитам и управлению взаимодействовать на уровне вычислительной сети, был разработан стандарт МЭК 61850, определяющий построение унифицированных протоколов связи, в том числе с использованием сигналов единого времени в ЭЭС и судовых системах для синхронизации управляющих реакций и защит.

В стандарте МЭК 61850 даны рекомендации:
• по одноранговой связи и связи клиент–сервер;
• по методике испытаний сетей с МП;
• по проектированию распределенных вычислительных сетей для обеспечения технических задач.

Одноранговая связь в интегрированной системе управления и защиты основана на передаче сообщений об объектно-ориентированном событии по протоколам, получивших за рубежом название Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE), что расшифровывается как система «горизонтального» обмена информацией между устройствами, основанной на асинхронной отчетности о состоянии цифровых выходов МП, передаваемой другим равноправным устройствам. Учитывая важность передаваемых сообщений по протоколу GOOSE, надежность быстродействующей одноранговой связи должна быть не хуже, чем при существующих «проводных» технологиях, т.е. общее время связи между устройствами не должно превышать 4 мс. Для достижения высокого уровня надежности сообщения должны повторяться в течение всего времени существования контролируемого состояния. Для обеспечения безопасности в ГРЩ одноранговая связь должна использоваться вместо проводной связи для передачи блокирующих сигналов и сигналов УРОВ выключателей.

Информация о состоянии выключателей и коммутаторов доступна МП через устройство ввода/вывода (input/output unit – IOU). Согласование измерительных каналов устройств оцифровки измеренных величин в РЗА, каналов управления и мониторинга должно осуществляться на базе МЭК 61850-9-1 с помощью объединяющего устройства (Merging Unit – MU), которое принимает входные измеренные величины токов, напряжений, вычисленные значения и дискретные сигналы, из которых формирует синхронизированные по времени выборки измеренных величин и передает их многочисленным МП по вычислительной сети. В ряде случаев это называется «шиной обработкой данных».

Количество ступеней обработки цифровых данных в распределенной РЗиА возрастает за счет IOU, интерфейсных модулей MU, МП, блока управления выключателем и коммутатора вычислительной сети, но полное время срабатывания РЗА обеспечивается равное или меньшее, чем в традиционных МП. Следует отметить, что использованием шины обработки данных снимается проблема монтажа соединительных проводов.

Требования по оборудованию связи в ЭЭС и взаимодействующих технических системах определяются в МЭК 61850-5, куда входят и требования по функционированию, в том числе по «времени передачи» (сумма всех временных задержек на преобразование и передачу данных), которое проверяется при приемочных испытаниях распределенной РЗиА и распределенного мониторинга. МЭК 61850-6 устанавливает общий принцип инжиниринга и создание конфигурации такой сети.

По условиям МЭК 61850 сети становятся важной частью системы защиты и автоматизации и требуют проведения испытаний сетевого графика пересылки данных в соответствии со стандартом IEEE802.1q:2003 (Виртуальные мостовые локальные сети); проверки быстроты конфигурации в соответствии со стандартом IEEE802.1w:1998 (Быстрая реконфигурация связующего дерева); доступности всех МП. Если GOOSE используется для защиты или функций мониторинга, имеющих отношение к защите, время между событиями (аналоговая выборка) и время реакции МП надо измерять. Требования стандарта МЭК 61850 в корне меняют подход к тестированию защит.

В связи с расширением области применения электроэнергии напряжением 6 (10) кВ для ЭЭС морских объектов, в том числе единых ЭЭС судов с системами электродвижения, перед российскими судостроителями ставится задача непрерывного мониторинга сетей и электрооборудования агрегатов, выдача корректирующих управляющих воздействий и регистрация фактического состоянии, работоспособности и остаточного ресурса ответственных агрегатов в период плавания.

Основные выводы:
• проектирование судовых ЭЭС, разработка для них систем защит и средств мониторинга должна вестись системно для передачи в центральную часть автоматизированной системы управления техническими средствами и судном в целом достаточной, но укрупненной информации обо всех важных событиях и реакциях на них систем управления и регулирования нижнего уровня. Сведений о срабатывании защит при критических и аварийных ситуациях не достаточно;
• задачами РЗиА в ЭЭС и устройств МП должна быть не только первичная обработка измеренных параметров и отключение по уставкам при аварии, но и взаимодействие с системами регулирования и диагностики агрегатов для предотвращения критических событий;
• интеграция собираемых и объединяемых сведений от разных подсистем должна обрабатываться средствами мониторинга для выдачи в системы агрегатов управляющих воздействий при начале аварий и обобщенных сведений в центральную часть автоматизированной системы управления техническими средствами и судном при приближении к границам опасных зон, что позволит своевременно вырабатывать управляющие воздействия по необходимому комплексу оборудования.

Литература
1. IEC 61850 - Communication Networks and Systems in Substations.
2. Журнал «Новости электротехники» №6 (48) 2008. Интеллект на защите энергосистем. Материалы международного съезда релейщиков. Валентин Александрович Сушко, к.т.н., доцент Чувашского государственного университета, г. Чебоксары.

Новая ЭРА, ОАО

Россия, 195248, Санкт-Петербург, ул. Партизанская, д.21

Телефон: + 7 (812) 610-02-52, 610-02-42

E-mail: sales@newelectro.ru

Перейти к содержанию № 3(41) 2012

 

№ 3(41), 2012
Освоение океана и шельфа