МІНІСТЕРСТВО освіти і науки УКРАЇНИ
Пояснювальна записка
до курсового проекту (роботи)
____________________магістра___________________
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
на тему_Розрахунок параметрів електричної мережі з використанням компьютерних інформаційних технологій
Виконав: студент курсу, групи
напряму підготовки (спеціальності)
141 Електроенергетика, електротехніка та___ електромеханіка___________________________
(прізвище та ініціали)
Керівник _____________________
(прізвище та ініціали)
ВСТУП
Побудова сучасного електроенергетичного комплексу неможлива без розвитку пристроїв релейного захисту, протиаварійної автоматики і автоматизованої системи управління для забезпечення безперебійної роботи, відключення пошкодженого обладнання, локалізації аварійних режимів і відновлення нормальної роботи. Для вдосконалення виконання таких завдань необхідні нові сучасні рішення. На даний момент в країні близько 30% пристроїв релейного захисту виконані на мікропроцесорній базі, але з кожним роком у зв'язку з реконструкціями на підстанціях число мікропроцесорних захистів збільшується. Сучасні тенденції побудови РЗА передбачають рішення по автоматизації, проте це є можливим тільки з використанням МП захистів.
На сьогоднішній день проблематика впровадження підстанцій нового покоління розглянута в недостатній мірі. Крім того, нормативно-технічна документація по даній темі представлена лише англійською мовою. У зв'язку з цим тема дослідження є актуальною. Перехід на підстанцію нового покоління дозволить автоматизувати управління технологічним процесом, підвищити швидкодію захистів, надійність захистів і інтегрувати підстанцію в інформаційний потік об’єднаної енергосистеми.
Тема розвитку напрямку по автоматизації підстанції в даний час є дуже актуальною, рішенням з даного питання займаються багато фахівців. Незважаючи на це на поточний момент прийти до спільного бачення поки не вдається через недостатні досліджень в цьому напрямку. Рішення, запропоновані в даній роботі можуть бути корисними і використовуватися в подальшому на підстанціях нового покоління.
1 Розрахунок параметрів електричної мережі з використанням компьютерних інформаційних технологій
1.1 Основні вимоги, що пред'являються до пристроїв релейного захисту
В останні десятиліття розвиток РЗА і ПА тісно пов'язано з широким впровадженням у виробництво мікропроцесорної елементної бази та автоматизованих систем управління, що в свою чергу призводить до створення інтелектуально - електронних пристроїв (ІЕП). Під визначенням «інтелектуальні» слід розуміти не тільки інтелект, але і зручність, безпека, комунікабельність. ІЕП – будь-який пристрій, що має один або кілька процесорів і здатний отримувати або надсилати дані/керуючі впливи від зовнішнього джерела або на зовнішнє джерело, наприклад, електронні багатофункціональні вимірювальні прилади, цифрові реле, контролери, тобто це багатофункціональні пристрої, які використовуються в першу чергу як процесори, а також як цифрові датчики інформації та засоби автоматизації. Вони збирають дані, а потім виконують додаткові розрахунки і реалізують логіку прийнятого алгоритму. Важливим є те, що на додаток до поточних значень ці прилади записують інформацію про справність, експлуатаційні характеристики і історію об'єкта. Ці пристрої мають ряд незаперечних переваг і мають свої особливості, але необхідно зазначити, що вимоги, що пред'являються до пристроїв релейного захисту, виконаних на різній елементній базі однакові, відрізняються тільки способи їх реалізації.
Основними вимогами, що пред'являються до пристроїв релейного захисту є:
1) Селективність – властивість релейного захисту, що характеризує здатність виявляти саме пошкоджений елемент електроенергетичної системи і відключати цей елемент від справної частини електроенергетичної системи. Захист може мати абсолютну або відносну селективність. Захисти з абсолютною селективністю є принциповими тільки при пошкодженнях в їх зоні. Захисти з відносною селективністю можуть діяти при пошкодженнях не тільки в своїй, а й у сусідній зоні. А селективність відключення пошкодженого елементу електроенергетичної системи (ЕЕС) при цьому забезпечується додатковими засобами (наприклад, витримкою часу спрацьовування).
2) Швидкодія – це властивість релейного захисту, що характеризує швидкість виявлення і відділення від електроенергетичної системи пошкоджених елементів. Показником швидкодії є час спрацьовування захисту – це інтервал часу від моменту виникнення пошкодження до моменту відділення від мережі пошкодженого елемента.
3) Чутливість – це властивість, що характеризує здатність релейного захисту виявляти пошкодження в кінці встановленої для неї зони дії в мінімальному режимі роботи енергосистеми. Іншими словами – це здатність відчувати ті види пошкоджень і ненормальних режимів, на які вона розрахована, в будь-яких станах роботи електричної системи, що захищається.
4) Надійність – це властивість, що характеризує здатність релейного захисту діяти правильно і безвідмовно у всіх режимах контрольованого об'єкта при всіх видах ушкоджень і ненормальних режимів.
Однак крім перерахованих вище основних вимог, при проектуванні пристроїв РЗА, ми повинні враховувати положення нормативно-технічних документів: ПУЕ, стандарти та керівні вказівки.
Зупинимо свою увагу на розділах ПУЕ та ПТЕ, які зачіпають релейний захист і автоматику.
Електроустановки повинні бути обладнані пристроями релейного захисту, призначеними для:
а) автоматичного відключення пошкодженої елемента від іншої, непошкодженої частини електричної системи (електроустановки) за допомогою вимикачів; якщо пошкодження (наприклад, замикання на землю в мережах з ізольованою нейтраллю) безпосередньо не порушує роботу електричної системи, допускається дію релейного захисту тільки на сигнал;
б) реагування на небезпечні, ненормальні режими роботи елементів електричної системи (наприклад, перевантаження, підвищення напруги в обмотці статора гідрогенератора); в залежності від режиму роботи та умов експлуатації електроустановки релейний захист повинен бути виконано з дією на сигнал або на відключення тих елементів, залишення яких в роботі може привести до виникнення пошкодження.
Надійність функціонування релейного захисту (спрацьовування при появі умов на спрацьовування і неспрацювання при їх відсутності) повинна бути забезпечена застосуванням пристроїв, які за своїми параметрами і виконання відповідають призначенню, а також належним обслуговуванням цих пристроїв.
При необхідності слід використовувати спеціальні заходи підвищення надійності функціонування, зокрема схемне резервування, безперервний або періодичний контроль стану та ін. Повинна також враховуватися ймовірність помилкових дій обслуговуючого персоналу при виконанні необхідних операцій з релейного захистом.
На кожному з елементів електроустановки повинно бути передбачено основний захист, призначений для її дії при пошкодженнях в межах всього елемента, що захищається з часом, меншим, ніж у інших встановлених на цьому елементі захистів.
Для дії при відмовах захистів або вимикачів суміжних елементів слід передбачати резервний захист, призначений для забезпечення дальньої резервної дії.
При виконанні резервного захисту у вигляді окремого комплекту його слід здійснювати, як правило, так, щоб була забезпечена можливість роздільної перевірки або ремонту основного або резервного захисту при працюючому елементі. При цьому основний і резервний захист повинні живитися, як правило, від різних вторинних обмоток трансформаторів струму.
Силове електрообладнання і лінії електропередачі можуть перебувати під напругою тільки з включеним релейним захистом від усіх видів пошкоджень. При виведенні з роботи або несправності окремих видів захистів, пристрої релейного захисту, що залишилися в роботі повинні забезпечити повноцінний захист електрообладнання і ліній електропередачі від усіх видів пошкоджень. Якщо ця умова не виконується, повинен бути здійснений тимчасовий швидкодіючий захист або введено прискорення резервного захисту, або приєднання повинно бути вимкнене.
1.2 Характеристики мікропроцесорних захистів
Створення інтелектуально – електронних пристроїв є можливим на базі мікропроцесорних захистів, тому зупинимося докладніше на основних характеристиках мікропроцесорних пристроїв, таких як: багатофункціональність, можливість створення гнучкої логіки, вбудовані реєстратори аварійних подій, ВМП, моніторинг і дамо їм короткий опис.
Багатофункціональність – можливість виконання на одному пристрої (терміналі) різних типів захистів і автоматики.
Логіка роботи реалізується за допомогою спеціального програмного забезпечення. Логіка забезпечує багатофункціональність і зв'язок з іншими пристроями.
Вбудований реєстратор аварійних і експлуатаційних подій дозволяє записувати всі повідомлення про роботу пристрою в нормальному і аварійному режимах, а також осцилограми цих подій. Це дає можливість проводити більш точний аналіз роботи захистів і аварійних ситуацій в цілому. Наявність рідкокристалічного дисплея на передній панелі пристрою і кнопок ручного управління дозволять мати доступ до інформації про параметри пристрою і повідомлень, що їм видаються.
Спеціальне програмне забезпечення дозволяє виробляти завдання параметрів пристрою, створення гнучкої логіки, зчитування повідомлень і даних за допомогою портативного комп'ютера. Це дає можливість не тільки прискорити час аналізу роботи РЗА, процес зміни уставок і параметрів пристрою, зберігати всі дані в електронному вигляді з можливістю подальшого виведення на друк.
Особливістю таких пристроїв є можливість об'єднання в єдину автоматизовану систему управління МП захистів, здійснення передачі даних, сигналізацію і управління цими пристроями з автоматизованих робочих місць (АРМ) оперативного і релейного персоналу. Основні завдання АСУ ТП розглянуті в наступному підрозділі.
1.3 Автоматизована система управління технологічним процесом
(АСУ ТП)
Без автоматизованої системи управління складно уявити сучасну підстанцію. В даний час АСУ ТП є невід'ємною частиною енергетичного комплексу, а основне перевага – дистанційне керування. Воно необхідне для виконання таких функцій:
- забезпечення можливості виконання оперативних перемикань;
- управління пристроями РЗА за допомогою АРМ оперативного персоналу (при наявності відповідних прав доступу) енергооб'єктів, і в перспективі з віддалених ЦУС і диспетчерських центрів;
- підвищення продуктивності і ефективності технічного обслуговування пристроїв РЗА;
- сигналізація;
- автоматичне отримання файлів осцилографування.
Комплекс програмно-технічних засобів АСУ ТП підстанції ділиться на 3 рівні.
Стандартна підсистема зв'язку підстанції з використанням стандарту МЕК 61850 розглядається на трьох рівнях:
Нижній – це пристрої, безпосередньо пов'язані з об'єктом управління. З їх допомогою забезпечується збір інформації та видача команд управління, необхідних для реалізації всіх функцій АСУ ТП. До програмно-технічних засобів (ПТЗ) нижнього рівня відноситься пристрої зв'язку з об'єктом (ПСО), контрольовані пункти (КП), набір локальних мікропроцесорних пристроїв (контролерів), які забезпечують збір і обробку інформації, вимірювання технологічних величин і режимних параметрів, осцилографування аварійних процесів, управління комутаційними апаратами. Прилади нижнього рівня повинні підтримувати цільову функціональність системи і мати можливість розширення існуючого набору аналогових і дискретних каналів введення/виводу до необхідного числа. До апаратно-програмних засобів контролерного рівня управління висуваються жорсткі вимоги щодо надійності, часу реакції на виконавчі пристрої, датчики і т.д. Програмовані логічні контролери повинні гарантовано відгукуватися на зовнішні події, що надходять від об'єкта, за час, визначений для кожної події.
Середній рівень складають пристрої, що виконують функції збору, обробки і концентрації інформації для передачі її на верхній рівень і в віддалені центри управління. Це пристрої управління, такі як пристрої захисту та автоматизації, електричні вимірювальні прилади, високовольтні пристрої та пристрої зв'язку. На даному рівні здійснюється інтеграція суміжних підстанційних систем. Пристрої середнього рівня повинні мати в своєму складі достатню кількість комунікаційних портів або вільні слоти для установки додаткових комунікаційних плат, а також мати продуктивність, достатню для забезпечення обчислювальних потреб повноцінної АСУ ТП або мати можливість додавання додаткових процесорних плат.
У верхній рівень або диспетчерський пункт (ДП) входять засоби зберігання та подання інформації, обчислювальні засоби, що забезпечують можливість вирішення для всієї підстанції завдань контролю, аналізу, діагностики, управління – сервери, операторські робочі станції, автоматизовані робочі місця (АРМ) і засоби об'єднання їх по локальній мережі.
Структура АСУ ТП представлена на рисунку 1.1.
Рисунок 1.1 – Структура АСУ ТП
Станції управління призначені для відображення ходу технологічного процесу і оперативного управління. Ці завдання також можуть вирішувати SCADA - системи. SCADА (Supervisory Control And Data Acquisition – диспетчерське управління і збір даних) – це спеціалізоване програмне забезпечення, орієнтоване на забезпечення інтерфейсу між диспетчером і системою управління, а також комунікацію із зовнішнім світом. SCADA – системи пов'язані телекомунікаційними каналами з рівнем управління виробництвом (АСУВ) і вся запитувана інформація оперативно доставляється на верхній рівень управління.
У схемах управління система SCADA має наступні функціональні можливості, це:
- збір первинної інформації від пристроїв нижнього рівня;
- обробка первинної інформації;
- реєстрація повідомлень про неполадки або аварійні режими;
- зберігання інформації з можливістю її подальшої обробки;
- візуалізація інформації у вигляді мнемосхем, графіків і т.д.;
- автоматизована розробка, яка дозволяє створити ПО для системи автоматизації без реального програмування.
На апаратному рівні вся мережа передачі даних повинна забезпечувати високошвидкісний обмін інформацією та володіти кільцевою структурою, яка дозволить резервувати інформацію. Також, необхідно забезпечити синхронізацію компонентів системи з астрономічним часом з точністю 1 мс, при цьому переважно використання суміщених приймачів сигналів точного часу. За цю функцію відповідає сервер єдиного часу (СЄЧ).
Автоматизована система управління дозволяє не тільки створити високу ступінь інтеграції пристроїв і здійснювати загальний обмін інформацією, а й виконувати функції дистанційного керування.
Для вирішення завдань можливості дистанційного керування необхідно вирішити такі організаційні і технічні завдання:
- забезпечити достатній рівень інформаційної безпеки;
- розробити критерії визначення ПС (вимоги до необхідності і можливості), що переводяться на дистанційне керування пристроями РЗА;
- по кожному пристрою РЗА визначити перелік «віртуальних накладок» і «віртуальних ключів», операції з якими виконуються дистанційно, перелік сигналів (в тому числі аварійно-попереджувальних), що відображаються в АРМ;
- розробити технічні рішення по організації дистанційного керування пристроями РЗА, включаючи оцінку ризиків і перелік заходів щодо зниження цих ризиків;
- розробити універсальну автоматизовану систему для управління пристроями РЗА різних виробників;
- визначити порядок взаємодії оперативного персоналу об'єкта і диспетчерського персоналу ЦУЗ при здійсненні дистанційного керування пристроями РЗА ПС;
- внести необхідні зміни в нормативно-технічну документацію, що визначає правила перемикань в електроустановках, вимоги до АРМ оперативного персоналу і обсягом інформаційного обміну технологічною інформацією.
Розглянемо основні операції з пристроями РЗА і ПА виконуваних дистанційно за допомогою АСУ ТП:
- зміна уставок і вибір параметрів настройки пристроїв РЗА, в тому числі перемикання груп уставок РЗА для адаптації до зміни схеми мережі;
- дистанційний моніторинг стану і якості роботи пристроїв РЗА, у тому числі отримання даних осцилограм інформації про спрацювання або несправності пристрою РЗА;
- отримання даних про місце пошкодження;
- оперативне введення/виведення функцій (оперативного прискорення, телевідключення і телеприскорення, чутливого органу) або всього пристрою РЗА з використанням програмних (віртуальних) накладок.
Операції, що дистанційно виконуються з пристроями РЗА, не передбачають введення/виведення пристроїв РЗА для проведення технічного обслуговування. Такі операції підлягають виконанню безпосередньо на об'єкті під час підготовки робочого місця.
Створення проектування сучасних РЗА складно уявити без застосування автоматизованих систем управління, які використовують протоколи МЕК 61850. Більш детально зупинимося на вимогах, що описують стандарти (протоколи) МЕК.
Мета стандартизації систем автоматизації підстанції полягає в розробці стандарту зв'язку, який в максимально можливій мірі задовольняв би функціональним вимогам, вимогам до робочих характеристик і підтримував би при цьому наступні технічні розробки.
Стандарт зв'язку повинен підтримувати експлуатаційні функції підстанції. Отже, в цьому стандарті повинні бути обов'язково враховані експлуатаційні вимоги, але його цілями не повинні бути стандартизація (будь-яке обмеження) функцій, задіяних в експлуатації підстанцій, ні їх розподіл в автоматизованих системах.
Потреба в стандарті пояснюється тим, що енергосистема має безліч різних пристроїв від виробників в різних країнах, а стандарт дозволяє досягти функціональної сумісності між пристроями різних виробників. Впровадження МЕК 61850 дало можливість зв'язати все технологічне обладнання підстанції єдиною інформаційною мережею, по якій передаються не тільки дані від вимірювальних пристроїв до терміналів РЗА, але і сигнали управління.
У світі існує безліч різних комітетів і асоціацій, які розробили протоколи для енергетичного сектора. Всього для потреб сучасних підстанцій створено близько 300 різних протоколів, але лише деякі з них стали впізнаваними і були прийняті провідними розробниками пристроїв.
Область застосування: даний стандарт призначений для застосування до систем автоматизації підстанції (SA-системам). У ньому визначено визначення зв'язку між інтелектуальними електронними пристроями підстанції та сформульовані відповідні системні вимоги. Розглянемо основні параметри протоколу.
Основні параметри:
1) Мережеві можливості. Деякі протоколи призначені для використання тільки серії мереж, таких як Conitel, в той час як інші протоколи можуть взаємодіяти як через ряд мережевих опцій, так і через мережу Ethernet.
2) Швидкість передачі інформації. Описує як швидко протокол здатний передавати інформацію між різними пристроями.
3) Надійність. Протоколи підлягають конкретним перевіркам для забезпечення обміну достовірною інформацією.
4) Варіанти розширення – протоколи повинні бути здатні обробляти різні системи зв'язку. DNP 3.0 здатний обробляти дуже великі системи з більш ніж 65000 об'єктів даних, тоді як протоколи Conitel або Cooper не можуть обробляти такий великий обсяг даних.
5) Доступність – протокол повинен бути прийнятий як в енергетичному секторі, так і між розробниками пристроїв.
6) Простота – протокол повинен бути простим, щоб користувачі могли швидко налаштувати і підтримувати систему зв'язку.
7) Економіка. Протокол повинен бути економічним, оскільки його витрати будуть визначати його майбутній розвиток.
Стандарт МЕК 61850 пропонує використання трьох протоколів передачі даних.
MMS (Manufacturing Message Specificatio) – протокол передачі даних і команд між диспетчерським управлінням.
Основне призначення протоколу MMS – реалізація функцій АСУ ТП, тобто збір даних телесигналізації і телевимірювань, а також передача команд телеуправління.
MMS визначає:
- набір стандартних об'єктів, над якими здійснюються операції, які повинні існувати в пристрої (наприклад, читання і запис змінних, сигналізація про події і т.д.);
- набір стандартних повідомлень, якими здійснюється обмін між клієнтом і північчю для здійснення операцій управління;
- набір правил кодування цих повідомлень (тобто як значення і параметри призначаються на біти і байти при пересиланні);
- набір протоколів (правила обміну повідомленнями між пристроями).
Протокол MMS сам по собі не є комунікаційним протоколом, він лише визначає повідомлення, які повинні передаватися по певній мережі.
Для цілей збору інформації протокол MMS надає дві основні можливості:
- збір даних з використанням періодичного опитування сервера(-ів) клієнтом;
- передача даних клієнта сервером у вигляді звітів (спорадично).
Розглянемо механізм передачі даних клієнт-сервер.
1 2 3