CC BY
5
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЕ КОМПЛЕКСЫ И СИСТЕМЫ
УДК 621.316
DOI: 10.24412/2071-6168-2021-9-512-518
УПРАВЛЯЮЩИЙ АЛГОРИТМ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПОСТОЯННОГО ТОКА
А.Л. Каштанов, Ю.В. Плотников, А.В. Пономарев
В статье представлен оптимизированный алгоритм работы системы резервирования мощности железнодорожных тяговых подстанций постоянного тока, обеспечивающий снижение потерь электроэнергии в тяговых трансформаторах. Выполнен анализ эффективности работы алгоритма на основе данных о режимах работы преобразовательных агрегатов. Разработана компьютерная модель для определения оптимальных значений уставок по току и времени, влияющих на подключение и отключение резервного преобразовательного агрегата.
Ключевые слова: система тягового электроснабжения, тяговая подстанция постоянного тока, преобразовательный агрегат, потери электроэнергии, алгоритм управления режимами работы.
В рамках реализации концепции «Цифровая железная дорога» ОАО «РЖД» широко применяет цифровые технологии во всех областях своей производственной деятельности [1]. Одним из примеров этой работы является интеллектуальная автоматизированная система резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока (далее - Система), внедренная на шести тяговых подстанциях Западно-Сибирской железной дороги [2]. Система обеспечивает оптимальное подключение и отключение резервных преобразовательных агрегатов (ПА), что обеспечивает снижение технических потерь электроэнергии в оборудовании тяговых подстанций (Т П) и повышение надежности работы системы тягового электроснабжения при пропуске тяжеловесных поездов [3].
Принцип работы как отечественных, так и зарубежных автоматизированных систем резервирования мощности тяговых подстанций основан на подключении резервного ПА в параллель с основным в режиме высокой тяговой нагрузки с последующим его отключением при уменьшении выходного тока ТП [4, 5]. В этом случае удается снизить потери электроэнергии на тяговых трансформаторах и выпрямительных агрегатах ТП за счет того, что при высокой нагрузке снижается выходное сопротивление ТП и ее выходная характеристика становится более «жесткой», а при низкой нагрузке уменьшаются потери холостого хода преобразовательных трансформаторов благодаря уменьшению количества ПА, находящихся в работе [6].
Распространенный алгоритм работы системы резервирования мощности ТП постоянного тока, применяемый в ОАО «РЖД» (далее называемый действующим) [7], отличается простотой и отсутствием ресурсоемких операций при определении управляющих воздействий. Он легко реализуем как на основе простой релейной логики с элементами задержек времени, так и на базе недорогих программируемых логических контроллеров, что обеспечило его широкое распространение. Основным недостатком этого алгоритма являются невысокое увеличение энергетической эффективности ТП, обусловленное его простотой, что требует разработки усовершенствованных управляющих алгоритмов.
Для повышения эффективности работы ТП постоянного тока, оборудованных системами автоматического резервирования мощности, современный управляющий алгоритм должен отвечать двум взаимоисключающим условиям:
- уменьшать временные задержки реагирования на изменение тяговой нагрузки, для снижения потерь электрической энергии и исключения перегрузки основного ПА;
- минимизировать суточное количество переключений ПА для увеличения ресурса коммутационного оборудования.
Реализация такого алгоритма является нетривиальной задачей в виду того, что простое увеличение скорости реагирования на изменение тягового тока всегда приводит к увеличению количества переключений резервного ПА. Это наглядно показано на рис. 1, где представлены кривая суммарного выходного тока тяговой подстанции и диаграмма подключения резервного агрегата.
Рис. 1. Временная диаграмма выходного тока тяговой подстанции и состояния резервного преобразовательного агрегата: 1 - выходной ток ТП; 2 - состояние резервного ПА
Согласно рис. 1, подключение резервного преобразовательного агрегата целесообразно в случае, когда выходной ток превышает некоторое оптимальное значение /опт, которое на практике определяется отраслевыми регламентирующими документами [8]. Реализация переключений без задержек времени приведет к трем включениям резервного ПА в моменты времени /\, /з, /б, и трем отключениям в моменты времени ¿2, /5, /7, что вызовет шесть коммутаций, снижающих ресурс высоковольтных выключателей. С этой точки зрения экономически целесообразным является включение резервного ПА в момент времени /3 и его отключение в момент времени /7, что позволит втрое сократить количество переключений. Наиболее простым способом уменьшения количества переключений является использование временных задержек на включение и выключение резервного ПА. Применительно к рис. \, в этом случае резервный ПА будет включен в момент времени /4, а отключен в /8.
Очевидно, что использование задержек приводит к энергетически неэффективной работе ТП в моменты времени /з..¿4 и /7 .¿8. Поэтому целью разрабатываемого алгоритма является минимизация задержек по времени (задержки включения Д/вкл = /4 - /з и задержки отключения А/откл = /8 - /7) и исключение ложных, экономически необоснованных срабатываний (резервный ПА не должен включаться на участке /\../2 и не должен отключаться на интервале /5../б).
В действующем алгоритме переключения резервного ПА принятие решение о коммутации определяется тремя фиксированными параметрами: двумя уставками по току включения первой и второй ступеней и уставкой по току отключения. При этом для каждой из трех уставок определен свой фиксированный интервал времени, в течение которого ток должен находиться в установленном диапазоне значений. Использование динамического изменения интервала времени на основе фактического значения выходного тока позволяет более гибко реагировать на изменение тока нагрузки, при этом наиболее критичным из трех условий является включение резервного ПА при достижении током значения уставки второй ступени, так как в этом случае ток превышает номинальное значение основного ПА и подключение резервного ПА должно быть выполнено в течение нескольких секунд.
Для вычисления значения задержки подключения резервного ПА Твкл в разрабатываемом алгоритме предлагается использовать следующее выражение:
Т = /
1 вкл 2
Ч -1 Л
п кр
ч7-7^ У 513
где 1п - значение номинального выходного тока одного ПА; ¿2 - выдержка времени, в течение которого должен подключиться резервный ПА при превышении выходным током номинального значения 1п основного ПА; 1кр - граничное, или критическое значение, при превышении которого запускается счетчик времени; N - некоторое число, подбираемое экспериментально; I -текущее значение выходного тока ТП.
При малых значениях N выдержка времени слабо зависит от отклонения тока, что приводит к росту чувствительности системы управления и нежелательному росту количества коммутаций ПА. Оптимальными значениями N могут быть значения 4, 6 или 8, поскольку использование целых чисел N практически не накладывает дополнительных вычислительных затрат на логический контроллер при совершении операции возведения в степень, а четные значения необходимы для гарантированного получения положительного результата выражения при любых значениях его составляющих.
Отключение резервного ПА при таком подходе должно выполняться при превышении счетчиком выдержки времени Тоткл, рассчитываемой по аналогичной формуле, содержащей уже описанные составляющие:
Т = ¿2
откл 2
Г г ^
кр
1кр - 1У
Это выражение имеет смысл только когда ток I становится ниже критического значения 1кр , что требуется контролировать в процессе работы, а выдержка отсчитывается от этого момента времени.
Достоинством такого подхода к резервированию мощности тяговых подстанций является малое количество параметров, влияющих на процесс принятия решения, что позволяет применить к алгоритму принципы нейросетевого моделирования, когда устройство в процессе работы непрерывно самообучается и тестируется на предмет возможного улучшения своих характеристик.
В качестве регулируемого параметра предлагается использовать граничное значение 1кр, которое не обязательно должно совпадать с оптимальным значением тока 1опт. Начальное значение 1кр определяется с помощью моделирования процесса переключения преобразовательного агрегата на основе данных о токовой нагрузке. Затем Система работает в штатном режиме, но параллельно в режиме реального времени моделируется ее работа с другими значениями граничного тока /кр. По истечении некоторого интервала времени выполняется сравнение эффективности существующего режима и нескольких, смоделированных по составному критерию эффективности, а именно учитывается количество срабатываний высоковольтных выключателей, которое должно быть не больше, чем у действующего алгоритма. Кроме того анализируется суммарное время, в течение которого система находилась в неэффективном режиме: суммарное время задержек включения А^вкл и отключения А^откл.
На рис. 2 представлена графическая схема основной части предлагаемого разработанного алгоритма работы микроконтроллера, реализующая описанные принципы.
Принятие решения о необходимости изменения влияющего параметра принимается на основе сравнения нескольких однотипных вариантов. Например, моделируется работа Системы со значениями 1кр ниже и выше установленного значения на 5 % и на 10 %. В случае если оба однотипных варианта оказываются более эффективными по критериям временных задержек и количеству переключений, производится корректировка значения граничного тока в нужную сторону. Таким образом, постепенно определяется оптимальное значение граничного тока, которое в процессе работы будет постоянно корректироваться с учетом изменяющихся условий работы ТП.
Эффективность разработанного алгоритма была подтверждена с помощью моделирования режимов работы системы резервирования в условиях реальной тяговой нагрузки [9]. Для этого при помощи регистраторов были получены суточные массивы данных о режимах работы шести тяговых подстанций постоянного тока в процессе их работы. Данные фиксировались с интервалом в одну секунду, при этом каждое измерение содержало суммарное значение тягового тока ТП, ток каждого трансформатора (основного и резервного), режим работы трансформаторов и другую служебную информацию. На основе полученных данных были построены суточные графики изменения тока с течением времени, а также фактического режима работы резервного преобразовательного агрегата.
Рис. 2. Графическая схема разработанного управляющего алгоритма
С помощью моделирования по фактическим графикам выходного тока были получены графики режима работы резервного ПА для различных алгоритмов работы системы резервирования мощности ТП, которые исследовались как визуально, так и аналитически. На рис. 3 изображен один из графиков выходного тока реальной ТП и результаты моделирования подключения резервного ПА для нескольких вариантов алгоритмов.
г л
Разработанный алгоритм с корректировкой То
I г! г! Н Н ГЧ ГЧ П
I Т—> *' 1 - ' I VI
I т т го го го
Г** Г"* Г*ч Г*ч 00
Рис. 3. График выходного тока ТП и результаты работы управляющих алгоритмов
Для приведенного на рис. 3 графика расчетным путем было определено, что оптимальное начальное значение тока 7кр составляет 415 А, что позволяет увидеть реакцию каждого алгоритма на его изменение. При этом начальное значение 7кр было рассчитано по выражению:
I -1
7 _ ст2_откл
кр" 2 '
где 7ст2 - ток уставки второй ступени, а 7откл - ток уставки отключения действующего алгоритма.
В ходе моделирования выяснилось, что в целом все алгоритмы выполняют переключения обоснованно, но алгоритмы с N = 8 и N = 4 без корректировки граничного значения тока /кр в ряде случаев допускают лишние срабатывания высоковольтного переключателя, в то время как действующий алгоритм эти срабатывания не допускает. Лишние включения свидетельствуют о заниженном значении граничного тока /кр, поэтому было выполнено моделирование этого же алгоритма с корректировкой значения /кр. На всех графиках скорректированные значения /кр лежат в пределах 1п / 1,25 < /кр < 1п / 1,15. Разработанные алгоритмы реагировали на изменение тока нагрузки так же оперативно, но не приводили к необоснованным срабатываниям. Результаты моделирования режима работы Системы приведены в табл. 1. Закрашенные ячейки означают, что этой коммутации при данном алгоритме работы системы резервирования не произошло.
Таблица 1
Сравнение временных задержек для различных алгоритмов_
Алгоритм ТП 1 ТП 2 ТП 3 ТП 4
1 1 1 2 | 3 1 1 2 | 3 | 4 1|2|3|4|5|6|7
Задер жки вк слючен ия рез( рвног ПА, с
N = 8 10 20 37 18 28 1 1 31 66 16 15
N = 4 8 41 30 32 45 55 14 28 1 1 41 32 73 15 30
N = 4(корректировка) 11 547 54 32 1 1 72 18 19
Задер жки от ключения резервного ПА,
N = 8 486 552 602 301 431 431 389 43 . 301
N = 4 386 438 359 405 300 321 301 349 304 304 300 304 370 602 371
N = 4(корректировка) 284 141 228 171 180 180 180 277 295
В табл. 2 приведены результаты расчета потерь электрической энергии реальной тяговой подстанции в зависимости от использованного алгоритма работы Системы.
Таблица 2
Потери электрической энергии реальной тяговой подстанции _при различных управляющих алгоритмах_
Составляющая потерь электроэнергии Потери электрической энергии, кВтч
текущий алгоритм алгоритм с N = 8 алгоритм с N = 4 Алгоритм с N= 4 и корректировкой параметров
Потери в преобразовательных трансформаторах 602 600 598 598
Потери в выпрямителях 242 246 242 240
Суммарные потери 843 847 840 838
Изменение потерь в % по отношению к текущему алгоритму - -0,5 -0,4 -0,6
По результатам моделирования можно сделать следующие выводы:
- действующий алгоритм управления системой резервирования мощности ТП в среднем работает с временной задержкой включения резервного ПА 96,4 с, а отключения - 583, 4 с;
- алгоритмы без корректировки граничного значения тока показали хорошее реагирование на изменение выходного тока ТП (низкую величину задержки включения и отключения резервного ПА), но привели к дополнительным срабатываниям высоковольтных выключателей. Увеличение количества срабатываний на 22% и 67% выше, чем при использовании действующего алгоритма. Это приводит к отрицательному экономическому эффекту за счет роста затрат на обслуживание и ремонт высоковольтных выключателей, обусловленных уменьшением их ресурса;
- при наличии корректировки значения /кр по разработанному алгоритму лишние коммутации не происходили, а временные задержки снизились. В среднем временная задержка включения резервного ПА составила 83,9 с (снижение на 13 %), а отключения - 215,1 с (снижение на 63,1 %). Сокращение временных задержек на фоне отсутствия дополнительных срабатываний ПА приводит к сокращению потерь электрической энергии и, как следствие, более оптимальному режиму работы тяговой подстанции;
- применение разработанного алгоритма с корректировкой значения IKp привело к снижению потерь электрической энергии в ПА тяговой подстанции на 0,6 % по сравнению с потерями при использовании исходного (действующего) алгоритма.
Прочими особенностями разработанного управляющего алгоритма системы резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока являются:
- наличие динамической зависимости выдержки времени между переключениями резервного ПА от величины выходного тока ТП. При этом есть возможность установки минимально и максимально возможных значений выдержки времени, что исключает перегрузки основного преобразовательного агрегата путем подключения резервного агрегата при резком возрастании тока нагрузки свыше допустимого;
- возможность самодиагностики - оперативного определения эффективности модели управления переключениями режимов работы системы резервирования мощности ТП. Причем при определении экономического эффекта алгоритм управления системой резервирования учитывает затраты на переключения высоковольтных выключателей, обусловленные уменьшением их ресурса;
- возможность самообучения в процессе функционирования, в результате которого подбирается оптимальное значение фактора, влияющего на режим работы системы резервирования мощности ТП. Это позволяет получить максимальный экономический эффект благодаря подстройке алгоритма под текущую поездную ситуацию;
- отсутствие потребности больших объемов дополнительной памяти и вычислительных мощностей, что позволяет реализовать разработанный алгоритм на базе недорогих программируемых логических контроллеров.
Разработанный управляющий алгоритм был использован при создании и внедрении шести интеллектуальных систем автоматического резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока участка Называевская - Московка Западно-Сибирской железной дороги, что позволило повысить энергетическую эффективность системы тягового электроснабжения участка в среднем на 0,45% что эквивалентно снижению потерь электроэнергии на 570,8 тыс. кВтч в год.
Список литературы
1. Цифровая железная дорога - целостная информационная модель, как основа цифровой трансформации / В.П. Куприяновский, Г.В. Суконников, Д.И. Ярцев [и др.] // International Journal of Open Information Technologies. 2016. Т. 4. № 10. С. 32-42.
2. Каштанов А.Л., Никифоров М.М., Плотников Ю.В. Интеллектуальная система резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока // Инновационные проекты и технологии в образовании, промышленности и на транспорте: Материалы науч. конф., посвященной Дню Российской науки. Омский гос. ун-т путей сообщения. 2020. С. 370 - 376.
3. Никифоров М.М. Перспективные направления повышения эффективности эксплуатации системы тягового электроснабжения // Инновационные проекты и технологии в образовании, промышленности и на транспорте: Материалы научной конференции, посвященной Дню Российской науки / Омский государственный университет путей сообщения. Омск, 2020. С. 12 - 22.
4. Ковалев Г.Ф., Крупенев Д.С., Лебедева Л.М. К вопросу о резервировании генерирующих мощностей // ЭКО. 2017. № 11(521). С. 155-164.
5. Yi Ding, Yishuang Hu, Daqing Li. Redundancy Optimization for Multi-Performance Multi-State Series-Parallel Systems Considering Reliability Requirements. Reliability Engineering & System Safety. Volume 215, 2021, 107873. https://doi.org/10.1016/j.ress.2021.107873.
6. María Carmen Carnero, Andrés Gómez. Maintenance strategy selection in electric power distribution systems. Energy. Volume 129, 2017. P. 255-272. https://doi.org/ 10.1016/ j.energy. 2017.04.100.
7. Методика выбора уставок режимной автоматики преобразовательных агрегатов тяговых подстанций постоянного тока. Утверждена Распоряжением ОАО «РЖД» от 21.12.2012 № 2649р.
8. СТО РЖД 07.021.2-2015 «Защита систем электроснабжения железной дороги от коротких замыканий и перегрузки. Часть 2. Методика выбора алгоритмов действия, уставок блокировок и выдержек времени автоматики в системе тягового электроснабжения». Утвержден распоряжением ОАО «РЖД» от 27.05.2015 № 1351р.
517
9. Каштанов А.Л., Никифоров М.М., Плотников Ю.В. Моделирование режимов работы интеллектуальной системы резервирования мощности тяговых подстанций постоянного тока // Электроника и электрооборудование транспорта. 2020. №5. С. 22 - 26.
Каштанов Алексей Леонидович, канд. техн. наук, начальник ОНПЛ, kesh-al@rambler.ru, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения,
Плотников Юрий Викторович, аспирант, ra9mjr@mail.ru, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения,
Пономарев Антон Витальевич, канд. техн. наук, доцент, antonyswork@gmail.com, Россия, Омск, Омский государственный университет путей сообщения
THE CONTROL ALGORITHM OF THE SYSTEM OF AUTOMATIC POWER REDUNDANCY OF DC TRACTION SUBSTATIONS
A.L. Kashtanov, J.V. Plotnikov, A.V. Ponomarev
The article presents an optimized algorithm for the operation of the power redundancy system of railway traction DC substations, which reduces the loss of electricity in traction transformers. The analysis of the efficiency of the algorithm based on data on the operating modes of the converter units is performed. A computer model has been developed to determine the optimal values of current and time settings affecting the connection and disconnection of a backup converter unit.
Key words: traction power supply system, DC traction substation, converter unit, power losses, algorithm for controlling operating modes.
Kashtanov Alexey Leonidovich, candidate of technical sciences, head of ONPL, kesh-al@rambler.ru, Russia, Omsk, Omsk State Transport University,
Plotnikov Yuriy Viktorovich, postgraduate, ra9mjr@mail.ru, Russia, Omsk, Omsk State Transport University,
Ponomarev Anton Vitalievich, candidate of technical sciences, docent, antonys-work@gmail. com, Russia, Omsk, Omsk State Transport University
УДК 621.314.212
DOI: 10.24412/2071-6168-2021-9-518-526
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ СИЛОВЫХ МАСЛЯНЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ОСНОВАНИИ ДАННЫХ МОНИТОРИНГА
М.В. Молчанов, Н.К. Пожидаев, Я.М. Толкачев, Е.В. Воробьев
Эксплуатация силовых масляных трансформаторов приводит к износу составных элементов его конструкции, что приводит к необходимости проведения диагностики и мониторинга технического состояния, связанного с ним оборудования электростанции. Прогнозирование остаточного срока службы наиболее ответственного узла (силового трансформатора) представляет основу для принятия решения о целесообразности его дальнейшей эксплуатации или проведения ремонтных работ. В работе представляется основная методика прогнозирования остаточного ресурса силовых масляных трансформаторов с перечнем диагностируемых параметров первоочередного характера в виде самонастраивающейся системы диагностики.
Ключевые слова: силовой масляный трансформатор, магнитопровод, частичные разряды, хроматографический анализ, влагораспределение, спектроскопия.
При большом объеме изношенного и требующего замены оборудования обновление основных фондов электроэнергетики не превышает (3.. .5) % в год, заставляя совершенствовать методы контроля состояния трансформатора для проведения своевременных ремонтных работ и продлении срока службы трансформаторного оборудования [1, 2]. Помимо этого, замена устаревшего трансформатора является дорогостоящим решением проблемы.
518
