Реферат

UKR ENG

Александр Владимирович Сухоруков

Электротехнический факультет
Кафедра электрических систем
Специальность «Электрические системы и сети»

Разработка технического задания на создание системы управления сетями ОАО ПЭС «Энергоуголь» с использованием SCADA систем

Научный руководитель: к.т.н, доц. Дмитрий Викторович Полковниченко

Введение
Актуальность
Описание объекта исследования
Предполагаемые пути решения
Формулировка задач для достижения цели
Системы SCADA.
Требования к готовой работе
АРМы служб
Автоматизация анализа аварийных ситуаций
Выводы
Ссылки

Введение. Одной из основ функционирования экономики и жизнеспособности населения в любой стране мира является электроэнергетика. Усложнение существующих технологий и появление новых у потребителей электрической энергии вызывает необходимость развития систем электроснабжения для обеспечения необходимого уровня надежности в новых условиях функционирования электроэнергетических объектов.
Актуальность. Распределительные электрические сети, как одна из компонент электроэнергетических систем (ЭЭС), характеризуются наибольшей протяженностью, наличием значительного числа трансформаторов, использованием электрического оборудования со значительной степенью изношенности, относительно слабой управляемостью (отсутствие автоматизации, не говоря даже о современной оперативного управления режимами, отсутствие достаточной информации об аварийных процессах, недостаточная оснащенность устройствами управления и защиты).
Качество электрической энергии во многом определяется составом и свойствами потребителей, поскольку некоторые из них часто являются источниками нежелательных колебаний и искажений этого напряжения. К таким потребителям, прежде всего, относятся мощные электрометаллургические установки, тяговые подстанции и предприятия металлообработки. При резких колебаниях нелинейной нагрузки на питающих шинах сети переменного тока могут возникать скачки потребляемой реактивной мощности в несколько сотен Мвар/с и искажения с коэффициентом несинусоидальности до 10 – 20%. Традиционные устройства обеспечения качества электрической энергии в большинстве случает оказываются неэффективными.
Поэтому актуальной задачей для повышения эффективности функционирования распределительных сетей является внедрение автоматизированных систем управления технологическими процессами на основе современных информационных технологий. Информация, получаемая в АСУ ТП подстанций (АСУ ТП ПС) непосредственно от объекта, является источником технологического управления для всех уровней ЭЭС. Реализация команд управления, выработанных на любых уровнях управления, производится также на подстанциях.
Отличительной чертой систем управления электросетевыми объектами является комплексный подход к решению всех задач оперативного и технологического характера. Это подразумевает интеграцию в пределах единого программно-технического комплекса всех задач защиты, регулирования, автоматического управления, сбора информации, оперативного управления и производственно-хозяйственной деятельности.
Анализ работ в области автоматизации управления ЭЭС, особенно в ЭЭС за рубежом, показывает, что использование Scada-систем позволяет решать технологические задачи управления на качественно новом уровне с учетом особенностей этих задач в современных условиях функционирования электроэнергетических объектов.
Так, общемировой тенденцией развития АСУ ТП ПС является:

переход от дистанционного телеуправления подстанцией (RTU – Remote Terminal Unit) к интегрированным системам управления, основанных на использовании программируемых микроконтроллеров (Programmable Logic Controller - PLC) или персональных компьютеров (РС);
использование интегрированных интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) (Intelligent Electronic Device – IED) для выполнения функций защиты, автоматики, измерений и оперативного управления;
использование различных SCADA-систем (Supervisor Control and Data Acquisition) для оперативного диспетчерского управления;
использование специальных расчетных программ для управления и оптимизации режимов энергетической системы (Energy Management System – EMS);
широкое использование на подстанциях локальных сетей (Local Area Network – LAN);
широкое использование принципов открытых систем, позволяющих полностью исключить зависимость будущего развития системы от поставки технических средств или программных продуктов определенных фирм – изготовителей;
широкое использование стандартных протоколов для связи с IED-устройствами, человеко-машинного интерфейса (Human Machine Interface – HMI).

Интегрирование защиты, регулирования, мониторинга совместно с техникой локальных сетей и современными телекоммуникационными технологиями в настоящее время широко распространено на подстанциях позволяет решать задачи удаленного контроля режима (мониторинга), контроля правильности работы защит и автоматики, оперативной настройки уставок, корректировки нагрузки, получения аварийных данных, оперативной диагностики состояния оборудования. Повышение оперативности и точности управления при новых технологиях достигается при относительном снижении затрат.
В ряде работ по развитию систем управления ЭЭС отмечается, что дальнейшее развитие технологического управления связано также с введением нового стандарта МЭК на открытые коммуникации IEC 61850.
Следует отметить, что проведение работ по развитию систем управления требует значительных инвестиций. В условиях, когда инвестиции ограничены и существует необходимость замены изношенного первичного электротехнического оборудования, задачи усложняются.
К факторам, которые необходимо учитывать при создании интегрированной системы управления, следует отнести многообразие систем и устройств разных производителей, степень реализации и учет в этой продукции перспективных технологий.
Таким образом, разработка проекта технического задания на создание интегрированной системы управления является актуальной задачей, в значительной мере определяющей эффективность функционирования распределительных сетей.

Описание объекта исследования

Производственные мощности ПАО «ДТЭК ПЭС–Энергоуголь» включают 11 трансформаторных подстанций 35-110 кВ и 384 единицы распределительных пунктов 6-10 кВ суммарной мощностью 452 МВА, а также линий электропередачи 110-0,4 кВ, протяженностью 1 224 км.
Основные клиенты компании – предприятия угольной, машиностроительной, легкой и пищевой промышленности, а также коммунальные и бюджетные организации, население Донецка и Донецкой области.
Большая часть эксплуатируемого оборудования и линий электропередач морально и физически устарело, отработало свой ресурс. Ухудшение состояние распределительных электросетей приводит к аварийным ситуациям в регионах страны. Нехватка финансовых ресурсов делает невозможным восстановление, модернизацию и реконструкцию действующих электрических сетей всех классов напряжения, а также строительство новых линий электропередачи.
На предприятии эксплуатируется такое «древнее» оборудование как приводы с РТМ и РТВ, питание вторичных цепей переменным током по средствам БПТ и БПН, питание вторичных цепей выпрямленным током, РЗА выполненная на электромеханике.
В то же время ведется активная реконструкция существующих сетей и создание новых. Что касается релейной защиты, за основу принимаются современные тенденции реализации защит на микропроцессорных терминалах. На данном предприятии в данный момент успешно функционируют терминалы различных производителей: АББ, Релис, Киевприбор и др.

Рисунок 1 – Терминал релейной защиты и автоматики РЗЛ-01

Рисунок 2 – Терминал релейной защиты и автоматики РМ-100

Рисунок 3 – Терминал релейной защиты и автоматики ABB REF

Предполагаемые пути решения

На данный момент на предприятии отсутствует какая либо телемеханика. В сложившейся ситуации для достижения поставленной цели в конечном результате планируется создание microSCADA. Данное решение позволит увязать существующие терминалы в единое целое [3].
Для достижения цели предполагается создать информационную модель предприятия. Создание модели условно можно разделить на три этапа:
Этап 1. Создание информационных потоков. Включает в себя сбор информации по предприятию. В результате должна быть собрана информация по оборудованию (справочные данные, нормативные документы), устройствам РЗА (связь с первичным оборудованием, типы защит и уставки срабатывания, воздействие на объект); выяснены особенности взаимодействия оборудования и управления режимами. Выходным продуктом должен быть набор таблиц.
Этап 2. Информационно логическая модель. На данном этапе будут созданы связи между таблицами, созданными на первом этапе.
Этап 3. Объединение всей информации воедино. Результатом должна стать база данных (БД).
В условиях ограниченности финансирования проект целесообразно разделить на несколько этапов во времени. В конечном счете, предполагается получить АСУТП на базе коммерческого пакета SCADA.
На промежуточных этапах необходимо продумать обеспечение проекта программно прикладным обеспечением, которое должно решать следующие задачи:

анализ и оптимизация существующего режима;
оперативное управление существующими режимами;
формирование журнала событий и тревог;
электронную систему ведения документов.

В данной работе предполагается использование программных разработок кафедры «Электрические системы и сети», в которых предполагается реализовать: журнал событий, фильтры, поддержка различного вида периферийного оборудования.
Важным этапом развития является переход к электронному ведению технической документации. Особо следует отметить электронную организацию заявок по средствам WEB технологий. В данный момент организация заявок на предприятии осуществляется в «бумажном виде».

Формулировка задач для достижения цели

Проект на разработку технического задания по созданию системы управления на основе Scada предполагается делать согласно следующим этапам [5]:
а) общее описаний системы управления;
б) обоснование перспективных направлений решения;
в) разработка информационной модели предприятия на основе анализа:

информационных потоков, используемых при управлении предприятием;
технологических задач управления;
форм экранов, отчетов и т.д.;

г) разработка алгоритмического обеспечения для решения технологических задач.

Ниже предложен возможный план для общего описания системы управления.
1. Общие сведения
1.1. Полное наименование системы.
1.2. Сокращенное наименование.
1.3. Устройства - источники текущей первичной информации и системы сбора и первичной обработки.
Сигналы делятся на дискретные и аналоговые. Источниками аналоговых сигналов являются измерительные трансформаторы. Источниками дискретных сигналов являются элементы схем управления выключателями, устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики.
1.4.1. Сигналы схемы управления выключателями
Дискретные сигналы, характеризующие состояние выключателя (включен, готов к включению, отключен), а также состояние цепей управления (контроль цепи управления)
1.4.2. Сигналы устройств РЗ
Стандартными сигналами для устройств релейной защиты являются: пуск РЗ, срабатывание ступени релейной защиты.
1.4.3. Сигналы устройств противоаварийной автоматики управление командами на отключение, включение, запрет и т.д.
1.4.4 Устройства телемеханики.
1.4.4.1. Сигналы ТС
Сигналы положения коммутирующих аппаратов и подключения устройств противоаварийной автоматики:

АПВ, АВР, АЧР:
Аварийно-предупредительная сигнализация:
Сигналы о срабатывании устройств защиты и автоматики:
Общие сигналы:

1.4.4.2. Сигналы ТИ:
1.4.4.3. Интегральные ТИИ
1.4.5. Цифровые регистраторы аварийных ситуаций РАС
1.4.6. Системы SCADA.
Следует отметить, что работа еще не закончена и план является предварительным: не исключена возможность добавления, редактирования или удаления какого либо из пунктов.

Системы SCADA.

В настоящее время при построении АСУТП используются SCADA-системы.
Анализ SCADA-систем позволяет сделать вывод, что эти системы являются многоуровневыми иерархическими (рис. 4). Нижний уровень этой схемы составляют датчики, измерительные приборы, исполнительные механизмы.

Рисунок 4 – Общая функциональная схема управления производством

Следующий уровень схемы - контроллеры. Они выполняют функцию автоматического управления технологическим процессом. Целью управления является выдача сигналов на исполнительные механизмы в результате обработки данных о состоянии технологических параметров, полученных посредством измерительных приборов, по определённым алгоритмам [6].
Серверы технологических данных обеспечивают обмен информацией между технологическими устройствами и сетью персональных компьютеров. Они поддерживают протокол работы с технологическими устройствами и протокол работы с сетью персональных компьютеров. Данные о текущих параметрах технологического процесса могут быть использованы для контроля состояния технологического процесса и управления им с автоматизированных рабочих мест операторов; для архивирования истории изменения технологических параметров; для формирования суммарных отчётных форм с целью предоставления информации руководящему персоналу. В этой схеме, SCADA система представлена серверами технологических данных и автоматизированными рабочими местами операторов.
Верхний уровень управления предполагает решение технологических задач управления, т.е. разработки ИУС для локальных объектов ЭЭС. Эффективное решение задач нижнего уровня SCADA-системами связано со значительным прогрессом в области вычислительной техники, программного обеспечения и телекоммуникаций, что увеличивает возможности и расширяет сферу применения автоматизированных систем.

Назначение и цели создания системы управления [7]:

обеспечение технологической инфраструктурной функции электрической сети на условиях равных возможностей ее использования всеми участниками рынка электроэнергии;
обеспечение стабильной и безопасной работы оборудования электрических сетей, надежного электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, соответствующих требованиям, установленным нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключенным на рынке электроэнергии;
обеспечение договорных условий поставок электроэнергии участникам(и) рынка электроэнергии;
обеспечение недискриминационного доступа субъектов рынка электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими Правил рынка, технологических правил и процедур при наличии технической возможности такого присоединения;
минимизация сетевых технических ограничений в экономически обоснованных пределах;
снижение затрат на передачу и распределение электроэнергии за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электросетевого оборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.

Требования к готовой работе

Предполагается, что по окончанию написания работы она должна отвечать на следующие вопросы:

Основные направления решения
Обоснование Scada
Ожидаемый экономический эффект
Структура системы, компоненты
Структурная схема, функции компонент
Информационное обеспечение
Подсистема поддержки процесса принятия решения персоналом

АРМы служб

Практически все SCADA пакеты имеют возможность создания автоматических рабочих мест (АРМ) для любых служб. АРМ выполняет следующие функции:

отображение информации о состоянии объектов контроля (ТИ, ТС) на дисплее в автоматическом режиме и по запросу оператора;
предоставление пользовательского интерфейса для организации взаимодействия оператора с системой в части диагностики и конфигурирования АСУ;
предоставление пользовательского интерфейса для ручного ввода информации;
вывод информации на печатающее устройство по запросу оператора.
расчета уровней напряжения в контрольных точках, которая предназначена для сбора статистики по нарушениям напряжений в каждой контрольной точке;
контроля токовой нагрузки трансформаторов тока, автотрансформаторов, ЛЭП, своевременного оповещения диспетчерского персонала о аварийных превышениях токовых нагрузок и оповещения о возможных аварийных нагрузках оборудования;
контроль перетоков мощности в опасных сечениях.

В первую очередь предполагается создание АРМ в разрезе служб диспетчерского управления и релейной защиты и автоматики (РЗА)
Основной формой отображения информации на дисплее АРМ являются планшеты различных типов (однолинейные мнемосхемы подстанций, таблицы телеметрии, телемеханическая сеть, контроль нагрузки и др.). Каждый уровень напряжения отображается на планшетах соответствующим цветом.

Предусматривается возможность вызова паспортной информации по основным объектам подстанций и сетей (трансформаторам, реакторам, выключателям, разъединителям, участкам ЛЭП и т.д.).

Автоматизация анализа аварийных ситуаций
На большинстве подстанций ПАО «ПЭС-Энергоуголь», где РЗА выполнена на микропроцессорных терминалах, имеется цифровой регистратор встроенный в терминал. Регистратор собирает данные от различных устройств по присоединениям, включая отходящие линии, и анализирует эти данные локально. Результаты записываются и хранятся в памяти терминала в формате COMTRADE.
На одном из промежуточных этапов предполагается создание системы управления на основе SCADA пакета предполагается создание условий для передачи результаты анализа, а также необработанные данные на центральный сервер в пункт управления в общем формате COMTRADE [4].

Рисунок 5 – Работа системы с SCADA

Возможности регистраторов позволяют обрабатывать полученную при аварии информацию и составлять сообщение не в форме отдельных сигналов, а в виде отчетов описания аварийных ситуаций. Для этого требуется завести в цифровой регистратор дискретные и аналоговые сигналы: действие выходных реле основных и резервных защит; контакты блок - шайб или реле, указывающих включённое или отключённое состояние выключателей; выходных реле автоматики; реле блокировки от многократных включений (РБМ), срабатывающего только при получении электрического отключающего импульса; реле фиксации отключения выключателя (ФОВ); реле фиксации отключения воздушной линии электропередачи (ФОЛ ВЛ) : токи в фазах, напряжения фаз, ток в нуле и напряжение на разомкнутом треугольнике.
Концепция экспертной системы анализа аварийной ситуации в электрической системе базируется на следующих сформулированных аксиомах [2]:

Проверяется изменение амплитуд тока и напряжения в составляющей 50 Гц. Уменьшение напряжения и увеличение фазных токов по сравнению с исходными значениями без изменения нагрузки предполагает повреждение фазы (фаз).
Отсутствие остаточного тока и напряжения на разомкнутом треугольнике позволяет определить повреждения типа междуфазного повреждения, не связанного с повреждением на землю, т.е. повреждений типа фаза – фаза без контакта с землей.
Значительные изменения амплитуд токов и напряжений на двух фазах с током в нуле и напряжением на разомкнутом треугольнике подразумевают наличие двухфазного короткого замыкания с землей.
Значительные амплитудные изменения амплитуд токов и напряжений всех фазах без тока в нуле и напряжения на разомкнутом треугольнике есть признаком трехфазного КЗ.
Амплитудные изменения в токе и напряжении в специфической фазе с током в нуле и напряжением на разомкнутом треугольнике являются признаком замыкание одной фазы на землю.
Общие изменения огибающих напряжения и тока подразумевают начало наступления повреждения при без токовой паузе в случае успешного или неуспешного АПВ.
Большие изменения частоты обусловлены нарушением баланса между генерируемой мощностью и потребляемой нагрузкой в узлах сети.
Если произошло срабатывание реле без наличия признаков повреждения, это означает начало возможной неисправности системы релейной защиты.
Если повреждение не вызывает за собой работу релейной защиты, то это является признаком выхода из строя или сбоя защиты.
Если релейная защита работала, изменилось состояние блок - контакта выключателя, но мониторинг подтверждает дальнейшее протекание тока, это может означать неисправность отключающего устройства выключателя. Самопроизвольное изменение положения блок-контакта не может служить подтверждением успешного размыкания поврежденной цепи. Определение повреждения может быть затруднено работой механизма размыкания.

Рисунок 5 – Регистрограмма Comtrade

Выводы

Работа над проектом еще не закончена, однако план работы уже намечен. На данный момент произведен поверхностный анализ объекта управления, намечены предварительные пути решения.

Ссылки

ПАО «ДТЕК ПЭС Энергоуголь» [электронный ресурс]. Режим доступа ПАО «ДТЕК ПЭС Энергоуголь»
Шалыт Г.М., Айзенфельд А.И., Малый А.С. Определение мест повреждений линий электропередачи по параметрам аварийного режима. / Под ред. Г.М.Шалыта. – 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1983.
Заболотный И.П., Павлюков В.А Применение компьютерных технологий для управления электрическими системами.// Технiчна електродинамiка, спецiальний випуск, 1998 – С. 90-99
Заболотный И.П., Павлюков В.А. Автоматизированная система оперативного управления локальными объектами электрических систем. Збірник наукових праць Донецького державного технічного університету. Серія: Електротехніка і енергетика 21: Донецьк: ДонГТУ, – 2000. – С. 25-28.
Статья из энциклопедии "Wikipedia" – Scada. [электронный ресурс]. Режим доступа http://ru.wikipedia.org/~/SCADA
Заболотный И.П., Павлюков В.А Применение компьютерных технологий для управления электрическими системами.// Технiчна електродинамiка, спецiальний випуск, 1998. – С. 90-99
В. Э. Воротницкий Повышение эффективности управления распределительными сетями./ журнал «Энергосбережение» №10-юбилейн/2005

Резюме	Биография	Библиотека	Ссылки	Отчет о поиске	Индивидуальный раздел