Модернизация автоматизированной системы управления подстанцией "Старошешминск"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Подстанция «Старошешминск» 35/10 кВ расположена в Республике Татарстан, в селе Старошешминск. Находится на балансе и в эксплуатации Нижнекамских электрических сетей открытого акционерного общества «Сетевая компания».

Нижнекамские электрические сети (НкЭС) созданы в 1964 г. на базе: Елабужскойгорэлектросети, Наб.Челнинскойгорэлектросети, Ново-Мелькенской ГЭС “Татсельэнерго” и участка сети Альметьевского управления электросетей.

В настоящее время сетевое хозяйство НкЭС характеризуется следующими показателями:

площадь обслуживаемой территории - 9450 кв.км;

количество подстанций- 44;

количество РЭС - 6;

количество ТП и РП - 2154;

протяженность ВЛ 35-500 кВ по трассе- 1448,3 км;

протяженность по трассе ВЛ 6 -10 кВ - 2940,9 км, КЛ 6-10 кВ - 368,2 км, ВЛ 0,4 кВ - 2838,4 км, КЛ 0,4 кВ - 394,7 км;

установленная мощность ПС 35-220 кВ - 1701,3 МВА;

НкЭС обслуживают промышленные и сельскохозяйственные предприятия 5 административных районов Татарстана - Нижнекамского, Тукаевского, Заинского, Мензелинского и Актанышского и 3 городов - г. Нижнекамска, г. Заинска и г. Мензелинск.

Среди потребителей Нижнекамских электрических сетей такие гиганты индустрии как ОАО «КамАЗ», ОАО «Нижнекамскшина», ПАО «Нижнекамскнефтехим», ОАО «ТАНЕКО», ОАО «ТАИФ-НК» и другие.

Одним из важных условий повышения эффективности работы электрических сетей является автоматизация управления технологическими процессами (АСУ ТП) подстанций (ПС). На АСУ ТП подстанций возлагается решение целого ряда задач: оперативного управления, выполнение функций релейной защиты и автоматики (РЗА), регистрация нормальных и аварийных событий и процессов, контроль электропотребления, коммерческий и технический учет электроэнергии, диагностика состояния основного оборудования, аппаратуры управления и каналов связи и т.д. Система АСУ ТП ПС является составной иерархических структур автоматизированных систем диспетчерского и технологического управления, в частности ИАСДТУ электрических сетей. Реализация АСУ ТП в полном объеме, т.е. оптимальное сочетание функций оперативного и автоматического управления, может быть осуществлена в рамках интегрированных АСУ ТП, под которыми понимаются распределенные (территориально и функционально) управляющие вычислительные системы, обеспечивающие интеграции как по информации, так и по функциям, выполненные на однотипных технических средствах.

В настоящее время на некоторых объектах Нижнекамских электрических сетей назрела необходимость в замене старых, морально устаревших систем управления на новые, удовлетворяющие современным требованиям экономической эффективности и безопасности.

1. Характеристика объекта автоматизации

1.1 Краткое описание технологического процесса

Подстанция «Старошешминск» является частью системы электроснабжения Нижнекамского муниципального района. С данной подстанции получают питание такие населенные пункты как: село Старошешминск, деревня Ачи, село Елантово, село Городище, деревня Кулмакса, деревня Кармалы.

Суммарная мощность подстанции составляет 5 МВА.

Количество ТП (10/0.4 кВ) - 62 шт.

Присоединенная мощность 11836 кВА.

Основными технологическими процессами в рамках производства являются приём, передача, трансформация (преобразование) и распределение

электрической энергии.

Номенклатура продукции: электроэнергия, потребляемая электроприёмниками: 10 кВ.

По способу подключения к сети подстанция относится ктупиковомутипу, со схемой соединения 4Н (дваблока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий) рис. 1.1.

рис 1.1

Подстанция является электрооборудованием первой категории надежности. Электроснабжение ПС выполняется от двух существующих ВЛ 35 кВ от ПС «Большой Толкиш» и ПС «Шереметьево».

Для связи ПС с энергосистемой предусмотрено открытое распределительное устройство (далее по тексту - ОРУ 35 кВ) напряжением 35 кВ.Которое включает в себя:

- линейный разъединитель с заземленными ножами (ЛР-35 кВ) 2 шт.

- комплект трансформаторов тока (35 кВ) 4 шт.

- выключатель ( 35 кВ) 4 шт.

- трансформатор напряжения (ТН-35) 1 шт.

- шинный разъединитель (ШР-35 кВ) 4 шт.

- секционный разъединитель с заземляющими ножами (СР-35) 2 шт.

- ограничитель грозовых перенапряжения (РВС-35) 2 шт.

ОРУ необходимо для производства переключений при выводе в ремонт электрооборудования с целью проведения технического обслуживания и капитальных ремонтов без отключения потребителей.

Два силовых трансформатора Т-1, Т-2 (ТМ-2500/35А) классом напряжения 35/10 кВ преобразуют напряжение 35 кВ в напряжение 10 кВ для малогабаритных трансформаторных подстанций распределительной сети классом напряжения 10/0.4 кВ.

Трансформатор ТМ-2500/35А имеет следующие технические характеристики:

- номинальное высшее напряжение - 6; 10кВ;

- номинальное низшее напряжение - 0,4 кВ;

- потери холостого хода - 3,9 кВт;

- потери короткого замыкания - 23,5кВт;

- ток холостого хода - 1%;

- напряжение короткого замыкания - 6,5%;

- схема и группа соединения обмоток - У/Д-11;

- масса полная - 7200кг;

- длина - 3250мм;

- ширина - 2200мм;

- высота полная - 3000мм;

Для распределения электроэнергии по потребителям напряжением 10 кВ предусмотрено комплектное распределительное устройство наружной установки 10 кВ (КРУН-10 кВ). КРУН состоит из секций шин 10 кВ от Т-1 и Т-2.

Секция шин включает в себя:

- одну вводную ячейку(В-10 кВ) от трансформатора;

- одну ячейку с трансформатором напряжения (для питания РЗА);

- нескольких ячеек отходящих фидеров ВЛ 10 кВ;

- секционирующую ячейку СВ-10 кВ.

1.2 Основные характеристики и особенности технологического объекта с точки зрения задач управления

В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды, совершенно очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Поэтому для определения места повреждения и подачи сигнала на отключение соответствующих выключателей устанавливаются специальные автоматические устройства - релейная защита, действующая на отключение.

Иногда в условиях эксплуатации ненормальные режимы, существование которых допустимо в течении некоторого времени. Нарушение нормального режима в этих случаях может быть ликвидировано действием оперативного персонала. При этом нецелесообразно немедленное отключение элемента электрической сети, а достаточно дать сигнал персоналу. Это осуществляется релейной защитой, действующей на сигнал.

Релейная защита и автоматика должны удовлетворять ряду требований, основными из которых являются: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Под селективностью понимается устройство релейной защиты, действующей на отключение, избирать отключенный участок и отключать только его. Для релейной защиты, действующей на сигнал, под селективностью понимается способность однозначно указывать место возникновения ненормального режима и конкретный элемент электроснабжения, требующий вмешательства персонала.

Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. Обычно стремятся сделать защиту возможно более чувствительной, сохраняя, однако, ее селективность.

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности. Он регламентирует отношение между значением воздействующей величины при повреждении в защитной зоне и установленном на защите значением параметра ее срабатывания.

Быстродействие защиты необходимо в большинстве случаев по следующим соображениям.

а) При КЗ мощность, отдаваемая генераторами станций, вблизи которых произошло КЗ, резко снижается. В результате скорость вращения генераторов возрастает. Если КЗ отключается защитой, то к моменту его отключения генераторы этой станции выйдут из синхронизма по отношению к другим стациям. Быстрое отключение КЗ может предотвратить нарушение синхронизма, представляющей собой наиболее тяжелую аварию в системе.

б) КЗ в любом элементе системы приводит к понижению напряжения, снижению вращающего момента синхронных и асинхронных двигателей и их торможению. При быстром отключении КЗ двигатели немедленно возвращаются к нормальному режиму, их торможение не является опасным. отключение КЗ с выдержкой времени может привести к полной остановке и необходимости отключения синхронных и некоторых асинхронных двигателей.

в) Быстрое отключение КЗ уменьшает размеры нарушения изоляции и токоведущих частей в месте повреждения, уменьшает вероятность несчастных случаев.

г) Ускорение отключения повреждений повышает эффективность АПВ и АВР, так как чем меньше разрушения в месте КЗ, тем меньше вероятность успешного действия автоматики.

Время отключения повреждения складывается из времени действия защиты и времени действия выключателя. Следовательно, для ускорения отключения повреждений необходима не только быстродействующая защита, но и быстродействующие выключатели. Защиты, действующие со временем, не большим 0,1…0,2 с, считаются быстродействующими. Время отключения распространенных выключателей не превышает 0,006…0,15 с.

Применительно в релейной защите и автоматике под надежностью понимают свойство этих устройств выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течении требуемого промежутка времени.

Для обеспечения надежности релейная защита и автоматика должны выполняться при помощи высококачественных и надежно работающих реле и других элементов. Их монтаж должен быть надежным, т. е. таким, при котором исключается обрыв проводов, замыкания между ними, ложное срабатывание от механических сотрясений и др. существенное значение для надежности имеет правильная эксплуатация защиты и автоматики. Состояние всех устройств защиты и автоматики должно периодически проверяться.

Так как каждый элемент может оказаться неисправным, то надежность защиты и автоматики тем выше, чем меньшее число элементов они содержат. Особенно важно уменьшение числа наименее надежных элементов, которыми являются контакты реле.

Поэтому для увеличения надежности устройства следует стремиться к его упрощению. Существенное повышение надежности устройств релейной защиты и автоматики может быть достигнуто применением бесконтактных элементов.



2. Анализ существующей схемы автоматизации технологического процесса

2.1 Анализ существующей системы управления

Приборы контроля и сигнализации вынесены на щит. Схемы сигнализации и блокировок собраны на релейно-контактных элементах.

В АСУ ТП подстанцией входят следующие подсистемы:

а) Информационная подсистема

- сбор и первичная обработка дискретной и аналоговой информации в нормальном режиме работы энергосистемы;

- хронологическая регистрация работы коммутационного оборудования, устройств релейной защиты и электроавтоматики, устройств системной противоаварийной автоматики и команд от АСУ ТП;

- регистрация параметров режима в переходных процессах для анализа работы основного оборудования и аппаратуры управления;

- формирование, автоматическое обновление, корректировка, архивирование информационной базы данных нормального режима работы ПС (в том числе для ретроспективного анализа);

- учет электропотребления;

- регистрация реализации функций АСУ ТП (фиксация факта и времени выдачи управляющих команд, результатов диагностики аппаратуры управления и т.д.).

б) Подсистема оперативного управления

- отображение информации для оперативного персонала;

-контроль параметров режима, вышедших за пределы установленных норм;

- определение длительности и значений допустимых перегрузок трансформаторов, ВЛ и другого оборудования, контроль времени работы оборудования в данных режимах;

- контроль и управление электропотреблением;

- автоматическое составление бланков оперативных переключений.

- управление коммутационной аппаратурой;

- определение расстояния до места повреждения на ВЛ по результатам измерения параметров аварийного режима;

- автоматическое ведение суточной ведомости, ведомости событий и т.д;

- контроль качества электрической энергии.

в) Подсистема автоматического управления

- управление напряжением и реактивной мощностью;

- управление составом работающих трансформаторов (оптимизация числа работающих трансформаторов по критерию минимума потерь электроэнергии);

- управление нагрузкой в утяжеленных и аварийных режимах, в том числе:автоматическая частотная разгрузка (АЧР);автоматическое повторное включение после восстановления частоты (ЧАПВ);аварийная автоматическая разгрузка по напряжению (ААРН);выполнение команд специальной автоматики отключения нагрузки (САОН) и др.

- адаптивное автоматическое повторное включение ВЛ;

- адаптивное аварийное включение резерва.

г) Подсистема передачи и приема информации

- формирование и передача информации по каналам телемеханики на диспетчерские пункты (ДП), в том числе: телесигнализация (ТС) - положение коммутационного оборудования, устройств РЗА, РПН, телеизмерения текущие (ТИТ), телеизмерения интегральные (ТИИ), данные диагностики основного оборудования и устройств системы управления, значения настроечных параметров системы управления, в том числе уставокРЗА;

- прием информации с диспетчерского пункта (сигналов запроса и команд оперативного телеуправления (ТУ), изменения уставокРЗА);

- синхронизация астрономического времени по команде с верхнего уровня;

- обмен алфавитно-цифровой информацией.

д) Подсистема связи

- обеспечение телефонной связи между оперативным (ремонтным) персоналом ПС и оперативным персоналом ДП;

- организация каналов передачи (приема) телеинформации и команд ТУ;

- организация каналов для передачи команд ПА и РЗА;

-организация связи с (между) подвижными оперативно-выездными бригадами;

- контроль состояния и диагностика каналообразующей аппаратуры.

е) Подсистема релейной защиты

- защита всех элементов подстанции и ВЛ;

-диагностирование и проверка РЗ;

-адаптация РЗ;

-резервирование отказа выключателей (УРОВ);

-анализ действия РЗА по сигнализации.

ж) Подсистема диагностики состояния основного электрооборудования

-контроль и регистрация состояния основного оборудования;

-определение ресурса выключателей;

-определение ресурса трансформаторов;

-определение ресурса устройств регулятора напряжения (РПН) трансформаторов;

-контроль состояния изоляции высоковольтного оборудования.

з) Подсистема автоматизации и контроля собственных нужд

-контроль состояния источников и сети оперативного тока;

-контроль и автоматизация подогрева масла в выключателях и шкафов управления;

-контроль состояния системы автоматического пожаротушения;

-контроль и автоматическое управление охлаждением трансформаторов;

-контроль и учет электропотребления электроприемников собственных и хозяйственных нужд ПС.

Комплекс технических средств АСУ ТП ПС обрабатывает следующие информационные сигналы:

- аналоговые сигналы в виде токов и напряжений переменного тока промышленной частоты от измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и в виде унифицированных сигналов;

- дискретные сигналы от контактных и бесконтактных датчиков-реле положения выключателей, пусковых и исполнительных органов электромеханических и электронных устройств релейной защиты и автоматики и т.п.;

- сигналы управления и запросы от более высокого уровня оперативного управления энергосистемы, поступающие по каналам связи;

- телеизмерения и телесигнализация от объектов прилегавшей к подстанции сети.

Комплекс технических средств АСУ ТП ПС выдает следующие информационные и управляющие сигналы:

- дискретные управляющие сигналы для воздействия на приводы основного коммутационного оборудования, устройства РПН трансформаторов и т.п.;

- информационные сигналы о состоянии объекта и аппаратуры управления для архивирования и отображения;

- информационные сигналы, передаваемые на верхний уровень оперативного управления по каналам телемеханики и передачи данных.

2.2 Выводы по необходимости модернизации системы

Основная сложность - дефицит для замены вышедших из строя приборов и уход погрешности в сторону увеличения с ростом времени использования.

Такие же проблемы возникают и с устаревшими вторичными приборами:

- низкие метрологические характеристики;

- истекший срок службы;

- механический износ подвижных частей;

- отсутствие запасных частей по причине прекращения выпуска промышленностью.

К недостаткам, связанным с моральным старением данного типа техники можно отнести то что она крайне неудобна в обслуживании ввиду наличия многочисленных реле слабым элементом которых является сухой контакт и отсутствие расширения возможностей РЗА, таких как введение дуговой защиты.

Используемая телемеханика ГРАНИТ имеет следующие недостатки:

- низкая степень надежности

- неспособность обрабатывать достаточное количество информации

- низкая точность измерений

- морально устаревшее оборудование.

управление автоматизация технологический регулирование

3. Разработка и описание системы контроля, регулирования и управления технологическим процессом

3.1 Выбор и описание системы управления

АСУ ТП ПС представляет собой интегрированную трехуровневую иерархическую систему управления, сочетающую функции оперативного и автоматического управления, и выполненную на базе микропроцессорных вычислительных управляющих средств. Система АСУ ТП ПС является составной частью системы диспетчерского и технологического управления электрическими сетями.

Структура АСУ ТП ПС:

а) Нижний уровень - уровень возникновения информации. Представлен технологическими объектами, которые включают в себя программно-технические средства контроля и управления технологическими объектами в режиме реального времени и соответствующими средствами связи с вышестоящим уровнем. Состоит из следующих элементов:

- датчики

- программируемые логические контроллеры

б) Средний уровень - уровень сбора, оперативной обработки и распределения данных телеметрии. Состоит из следующих элементов:

- средства получения информации с нижнего уровня

- средства передачи данных от уровня возникновения информации на следующий уровень системы

- аппаратные средства узлов сбора данных от уровня возникновения информации

- аппаратные средства хранения оперативных данных контроля и управления энергоресурсами

в) Верхний уровень - уровень информационной системы. Этот уровень предназначен для решения задач по управлению информационным обеспечением потребностей предприятия.

Информация от аналоговых и дискретных датчиков по соединительным кабелям поступает на технические АСУ ТП, на которых реализуются в автоматическом режиме функции сбора и первичной обработки информации, регулирования, управления исполнительными механизмами и функции защиты.

3.2 Техническое обеспечение

Обоснование выбора технических средств автоматизации. На ПС Старошешминск технические средства автоматизации выбирались по следующим требованиям:

- повышение надежности систем управления и повышение на этой основе надежности электроснабжения потребителей;

- расширение функциональных возможностей систем управления подстанциями по сравнению с существующими за счет использования возможностей микропроцессорной техники;

- снижение затрат на техническое обслуживание подстанций;

- снижение трудозатрат на изготовление аппаратуры, монтаж и эксплуатационные проверки устройств управления;

- удобный человеко-машинный интерфейс (с использованием функциональной клавиатуры и устройств отображения современной вычислительной техники);

- выход из строя отдельных функциональных модулей не должен приводить к потери функций АСУ ТП, выполняемых другими модулями.

Для замены релейно-контактной схемы РЗА предлагается использовать микропроцессорный блок РЗА Сириус-2-Л.

Основные параметры Сириус-2-Л:

- питание устройства осуществляется от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением от 178 до 242 В или от источника постоянного тока напряжением от 88 до 132 В, в зависимости от исполнения;

- мощность, потребляемая устройством от источника оперативного постоянного тока в дежурном режиме - не более 15 Вт, в режиме срабатывания защит не более 30 Вт;

Функции защиты, выполняемые устройством Сириус-2-Л:

- трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных повреждений с контролем двух или трех фазных токов;

- автоматический ввод ускорения любых ступеней МТЗ при любом включении выключателя;

- защита от обрыва фазы питающего фидера (ЗОФ);

- защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) по сумме высших гармоник;

- защита от однофазных замыканий на землю по току основной частоты;

- выдача сигнала пуска МТЗ для организации логической защиты шин.

Функции автоматики, выполняемые устройством Сириус-2-Л:

- операции отключения и включения выключателя по внешним командам;

- возможность подключения внешних защит, например, дуговой, или от однофазных замыканий на землю;

- формирование сигнала УРОВ при отказах своего выключателя.

- одно- или двукратное АПВ;

- исполнение внешних сигналов АЧР и ЧАПВ;

Для замены устревшего и ненадежного комплека телемеханики КП Гранит использовать устройство сбора и передачи информации (УСПИ) «Исеть 2».

УСПИ «Исеть 2» предназначено для сбора телемеханической информации и передачи её на пункт управления (ПУ), оснащенный программным обеспечение ARIS SCADA или другим, совместимым со стандартами ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/104, а также для приема и исполнения команд телеуправления от ПУ.

Основные параметры УСПИ «Исеть 2»:

- питание УСПИ осуществляется от сети переменного тока напряжением 100-200 В с частотой 47-63 Гц. Допускается питание УСПИ от источника постоянного тока напряжением 110-250 В.;

- максимальная потребляемая мощность УСПИ без сервера составляет не более 200 Вт; с резервированным сервером -- не более 300 Вт;

- номинальный потребляемый ток УСПИ без сервера не должен превышать 1,0 А; с резервированным сервером -- 1,5 Вт;

- время готовности УСПИ к работе при включении питания составляет не более 5 с; при наличии в составе сервера -- не более 60 с.

УСПИ «Исеть 2» обеспечивает:

- сбор, обработку и хранение информации о состоянии датчиков дискретных сигналов;

- сбор, обработку и хранении информации сигналов (ТС) и измерений (ТИ) от цифровых устройств (датчиков, устройств защиты и автоматики) по физическим каналам Ethernet, RS-232 и RS-485;

- выдачу команд телеуправления (ТУ);

- оперативный контроль режимов работы оборудования;

- передачу принятой информации на верхний уровень по каналам связи Ethernet, RS-232, RS-485;

- возможность создания АРМ оперативного персонала непосредственно на объекте.

4. Безопасность жизнедеятельности

Подстанция «Старошешминск» является электроустановкой и основным опасным фактором на ней является воздействие электрического тока.

Поражение электрическим током может произойти как от отдельных частей электроустановок, неизолированных, с повреждением или влажной изоляцией, так и через посторонние предметы, случайно оказавшиеся в соприкосновении с ними. Токи высокого напряжения могут поражать разрядом через воздух на расстоянии или через землю, например при падении на нее провода высоковольтной сети.

Допустимые расстояния до токоведущих частей электроустановок,

находящихся под напряжением 1-35 кВ - 0,6 метров от работников и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений; 1 метр от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов.



4. Экономическая часть

За 2014 год на ПС «Старошешминск» было зафиксировано 19 ложных отключений ВЛ. Это повлекло за собой недоотпуск 20150 кВт/ч электроэнергии. Упущенная прибыль составляет 42113.5 рублей. За счет применения микропроцессорных блоков РЗА можно исключить ложные отключения ВЛ.

Размещено на Allbest.ru

...