Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной выпускной квалификационной работе рассмотрено аппаратное и программное обеспечение комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети, а также основные концепции создания и изучения активно-адаптивных сетей.

Рассмотрена история создания активно-адаптивных сетей, опыт внедрения их в различных странах. Изучены основные принципы создания моделей сетей Smart Grid, а также уже существующие комплексы моделирования.

Работа носит учебно-исследовательский характер и основана на комплексе полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети, установленном на кафедре МСА.

Приведены функциональная структура, аппаратное и программное обеспечение, основные характеристики и режимы работы комплекса моделирования.

Разработаны инструкции по установке, настройке и запуску программного обеспечения для работы с комплексом.

В рамках раздела безопасности работы с комплексом рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации комплекса. Произведён расчёт экономической эффективности разработки комплекса моделирования.

моделирование активная адаптивная сеть

• Содержание
• Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов

Введение

• 1. Исследование концепции моделирования активно-адаптивных сетей
• 1.1 Краткое описание активно-адаптивных сетей
• 1.2 Современное состояние ААС
• 1.3 Аналитический обзор существующих решений по созданию и исследованию компонентов Smart Grid
• 1.4 Аналитический обзор стендов для исследования сетей Smart Grid
• 1.4.1 Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем
• 1.4.2 Программно-технический комплекс RTDS
• 1.4.3 Тренажеры для электроэнергетических систем сетевых компаний
• 1.5 Обзор архитектуры комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети
• 1.5.2 Программное обеспечение комплекса
• 1.5.3 Сетевое обеспечение комплекса
• 1.5.4 Математическое обеспечение комплекса
• 1.6 Система диспетчеризации комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети
• 1.6.1 Сервер сбора данных
• 1.6.2 База данных
• 1.6.3 Система управления базой данных Citadel
• 1.6.4 Система управления базой данных MS SQL
• 1.6.5 Автоматизированное рабочее место
• 1.6.6 Архитектура сети диспетчеризации
• 1.7 Алгоритм работы комплекса
• 1.8 Вывод по разделу 1
• 2. Инструкция по запуску аппаратного комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети (МиниЭЭС)
• 2.1 Запуск сервера диспетчеризации
• 2.2 Запуск сервера системы имитации MicroGrid
• 2.2.1 Запуск проекта системы имитации MicroGrid
• 2.3 Запуск контроллеров ААС
• 2.4 Запуск проекта системы имитации генераторов и потребителей MicroGrid
• 2.5 Запуск автоматизированных рабочих мест MicroGrid
• 2.5.1 Запуск проекта системы диспетчеризации MicroGrid
• 2.6 Возможные проблемы и их решения
• 2.7 Вывод по разделу 2
• 3. Моделирование МиниЭЭС
• 3.1 Запуск моделей
• 3.2 Просмотр состояния сети на АРМ
• 3.3 Вывод по разделу 3
• 4. Технико-экономическое обоснование проекта
• 4.1 Ожидаемые эффекты от разработки данного проекта
• 4.2 Расчёт капитальных затрат на создание данного проекта
• 4.3 Расчет эксплуатационных затрат
• 4.4 Расчет доходной части за год пользования комплексом
• 4.5 Расчет срока окупаемости проекта
• 4.6 Вывод по разделу 4
• 5. Обеспечение безопасности при работе со стендом моделирования
• 5.1 Анализ опасных и вредных факторов
• 5.1.1 Характеристика помещения
• 5.1.2 Характеристика рабочего места
• 5.1.3 Анализ параметров микроклимата и шумового воздействия
• 5.1.4 Анализ электрической системы стенда
• 5.1.5 Анализ воздействия электромагнитных полей на организм человека
• 5.2. Мероприятия по обеспечению безопасности при проведении лабораторных работ
• 5.2.1 Мероприятия по созданию оптимального микроклимата
• 5.2.2 Мероприятия по обеспечению требований к освещению
• 5.2.3 Мероприятия по обеспечению требований электро- и пожарной безопасности
• 5.2.4 Инструкция по охране труда
• 5.2.5 Инструкция по противопожарной безопасности
• 5.2.6 Действия в случае возникновения пожара
• 5.3 Расчет освещения
• 5.4 Вывод по разделу 5

Заключение

• Список использованных источников
• Список приложений
• Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов
• ААС - активно-адаптивная сеть
• АРМ - автоматизированное рабочее место
• ЭЭС - Электроэнергетическая система
• SMART - Self Monitoring Analysis and Reporting Technology
• DNP3 - Distributed Network Protocol
• OPC - OLE for Process Control
• RMC - Rack-Mount Controllers
• LAN - Local Area Network
• DDE - Dynamic Data Exchange
• AI - Analog Input
• DO - Discreet Output
• SCADA -- Supervisory Control And Data Acquisition
• DSC - Datalogging and Supervisory Control
• API - application programming interface
• NI - National Instruments
• LabVIEW - Laboratory Virtual Instrumentation Engineering Workbench
• СУБД - система управления базами данных
• FPGA - field programmable gate array
• VHDCI - Very High Density Cable Interconnect
• OWS - Operator WorkStation
• RTU -- Remote Terminal Unit
• AC - Alternative Current
• DC - Discreet Current
• ТЭО - технико-экономическое обоснование
• ПЭВМ - Персональная Электронно-Вычислительная Машина
• ЧДД - чистый дисконтированный доход
• ВНД - внутренняя норма доходности

Введение

• Электроэнергетика является основной отраслью промышленности всех государств в мире. Развитие страны невозможно без развития данной отрасли. Концепция экстенсивного развития электроэнергетики преимущественно за счет наращивания генерирующих мощностей и расширения количества энергетического оборудования изжила себя.
• Изначально электрическая сеть строилась как система односторонней передачи. Она состояла из одной или нескольких очень мощных генерирующих станций, связанных с потребителями энергии. Переход к возобновляемым источникам энергии и появление новых интеллектуальных устройств требуют иного подхода - строительства интеллектуальной одноранговой сети. К примеру, сегодня на крышах домов часто устанавливаются солнечные батареи, а многие домовладельцы пользуются собственными небольшими генераторами. Это значит, что энергия и информация должна идти не только к потребителям, но и в обратном направлении. Таким образом изменяются способы производства, транспортировки, распределения и потребления энергии.
• За рубежом Smart Grid рассматривается как концепция инновационного развития электроэнергетики. В переводе на русский язык Smart Grid означает «интеллектуальные сети», а точнее - «интеллектуальные энергосистемы».
• Институт инженеров электротехники и электроники дает определение Smart Grid как полностью интегрированной, саморегулирующейся и самовосстанавливающейся электроэнергетической системы, имеющей сетевую топологию и включающей в себя все генерирующие источники, магистральные и распределительные сети и все виды потребителей электрической энергии, управляемые единой сетью информационно-управляющих устройств и систем в режиме реального времени.
• Концепция активно-адаптивной сети заключается в объединении энергетической сети, потребителей и производителей энергии в единую автоматизированную систему, которая в реальном времени позволяет отслеживать и контролировать каждого из компонентов сети. Реализация концепции активно-адаптивных сетей позволит повысить надёжность и безопасность систем передачи и распределения электроэнергии. Организация активно-адаптивной сети является масштабной технической задачей, связанной с последовательным внедрением ряда технологий:

· системы сбора данных, которые осуществляют мониторинг качества электрической энергии, и качества релейной зашиты на всех электроустановках электрической сети;

· системы эффективной передачи данных по проводным и беспроводным каналам связи, объединение нескольких систем сбора данных в единую сеть;

· системы синхронизации измерений на удаленных объектах энергетической сети для формирования единой контрольно-измерительной системы.

Внедрение современных технологий позволяет комплексно решить следующие задачи:

· задачи мониторинга качества электроэнергии, включая диагностику нелинейных искажений тока, мониторинга значения коэффициента мощности и управления компенсирующими устройствами;

· задачи мониторинга качества релейной защиты;

· задачи синхронизированных фазорных (векторных) измерений;

· задачи передачи данных и синхронизации с высокой скоростью и по беспроводным каналам.

Для моделирования процессов в сетях Smart Grid был разработан аппаратный комплекс полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети.

1. Исследование концепции моделирования активно-адаптивных сетей

1.1 Краткое описание активно-адаптивных сетей

Активно-адаптивной сетью называется совокупность подключенных к генерирующим источникам и потребителям электрической энергии линий электропередачи, устройств электромагнитного преобразования электроэнергии, коммутационных аппаратов, устройств защиты и автоматики, информационно-технологических и управляющих систем. Данный комплекс, являющийся ядром технологической инфраструктуры электроэнергетики, обеспечит сочетанием централизованного и распределенного автоматизированного управления всей энергосистемой адаптивную реакцию (в том числе в реальном режиме времени) на различные виды возмущений и отклонений от заданных параметров. Управляющие воздействия, вырабатываемые по данным информационно-измерительной системы ЭСААС, обеспечат надежную и экономичную параллельную работу всех объектов электроэнергетической системы. Ее отличия от обычной сети обусловлены:

· насыщенностью сети (как в ее узлах, так и территориально распределенными) активными элементами, позволяющими изменять топологические параметры сети;

· достаточно большим количеством датчиков, измеряющих текущие режимные параметры для текущей оценки состояния сети в нормальных, предаварийных, аварийных и послеаварийных режимах энергосистемы;

· системой сбора, передачи и обработки информации (включая программное обеспечение) и программами адаптивного управления с возможностью воздействия в реальном масштабе времени на активные элементы сети и электроустановки (токоприемники) потребителей;

· наличием необходимых исполнительных органов и механизмов, позволяющих в реальном масштабе времени изменять топологические параметры сети, а также воздействовать на смежные энергетические объекты (генерацию и потребление);

· системой управления в реальном масштабе времени, обеспечивающей взаимодействие сети с генерирующими установками и позволяющей адекватно реагировать на изменения режимной ситуации в энергосистеме;

· возможностью автоматической (программными средствами) оценки текущей и прогнозирования будущей ситуации в энергосистеме и ее отдельных частях, а также воздействия на энергетические объекты и оборудование для предотвращения нарушений электроснабжения, их локализации в случае возникновения и послеаварийного восстановления системы;

· высоким быстродействием управляющей системы и информационного обмена с целью управления, организация циклического контроля состояния системы, ее частей и элементов с разными временными циклами на разных уровнях управления [1].

В основу построения активно-адаптивной сети и принципов управления энергосистемой закладывается приоритетность системных факторов и условий: надежность и экономичность системы в целом. Признак собственности (принадлежность) сетевых элементов не может быть существенным фактором при выборе средств управления сетью, поскольку различия интересов собственников не дадут возможность сформировать эффективно работающую активно-адаптивную сеть. Средства и принципы управления должны быть общими для всей единой электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью и определяться нормативными документами (сетевым кодексом), принимаемыми на уровне законов и постановлений правительства, что обуславливает обязательность их исполнения всеми собственниками сети.

Моделирование процессов генерации, передачи электроэнергии очень сложная и ресурсоемкая задача. Для её выполнения необходимы следующие положения:

1. С целью оперативности и адекватности моделирования ЭЭС:

• для всех видов элементов ЭЭС (генераторов, потребителей, ЛЭП) синтезируются математические модели, которые полно и достоверно воспроизводят процессы в этом оборудовании при нормальных и аварийных режимах его работы;

• имеется возможность ручного, автоматизированного и автоматического управления параметрами и коэффициентами математических моделей;

• для максимальной близости к реальной ЭЭС по линиям связи между элементами сети передается синусоидальное напряжение, которое, при необходимости обработки, преобразуется в цифровой сигнал, и обратно в аналоговый - для последующей передачи.

2. В соответствии с естественной структурностью ЭЭС математическое моделирование каждого элемента ЭЭС локализуется, а их естественное трехфазное взаимодействие в схеме ЭЭС осуществляется путем преобразования входных-выходных математических переменных в соответствующие им модельные физические токи, напряжения и организации посредством трехфазных коммутаций, согласно топологии моделируемой ЭЭС, трехфазных модельных физических узлов. Такое моделирование элементов и ЭЭС исключает взаимокоммуникацию математических переменных между элементами ЭЭС, которая возникает в случае решения узловых уравнений, обеспечивает полное автономное и системное физическое подобие всех элементов ЭЭС, высокоадекватное воспроизведение всевозможных продольных и поперечных трехфазных коммутаций, возможность естественного и практически неограниченного наращивания размерности моделируемой ЭЭС, а также подключения, в случае необходимости, модельных физических элементов и через несложные преобразовательно-масштабирующие звенья реальных устройств релейной защиты (РЗ), противоаварийной автоматики (ПА), автоматики регулирования возбуждения (АРВ) и др.

3. Все автоматизированные и автоматические информационно-управляющие возможности, в том числе потенциально необходимые, всережимного моделирования в реальном времени ЭЭС осуществляются программно-цифровым путем посредством организации информационного взаимодействия между моделируемыми элементами ЭЭС и центральной ЭЦВМ (ЦЭЦВМ) - сервером, реализуемого с помощью необходимых для этого информационных цифровых магистралей, интерфейсных средств, ПЭВМ и специализированного программного обеспечения (СПО).

1.2 Современное состояние ААС

Ещё с 70-х годов ХХ века в Советском Союзе, США и Европе проводились эксперименты по созданию «умных» сетей, которые сегодня носят название Smart Grid. Технология - технология самодиагностики, анализа и отчета - была создана для повышения надежности работы оборудования, возможности контролировать его на расстоянии. Однако концепция ААС была разработана относительно недавно, а термин Smart Grid был впервые использован в 2005 году в статье «На пути к Smart Grid» Масуда Амина и Брюса Волленберга. И это не случайно. В настоящее время страны всё больше задумываются о снижении потерь, потребления невозобновляемых природных ресурсов и повышении качества передаваемой электроэнергии.

Ежегодно при передаче теряется огромное количество электроэнергии. В Японии 5% от общего объема, в Западной Европе - 4-9%, США - 7-9%. Больше всего электричества пропадает в нашей стране: 13-14%, что в среднем составляет 133577 гВт·ч.

Использование «умных» сетей позволяет не только значительно сократить потери, но и:

· более эффективно использовать имеющуюся энергию;

· интегрировать и распределять энергию из альтернативных источников;

· в автоматическом режиме диагностировать и устранять возникающие проблемы;

· поставлять электричество в необходимом количестве;

· сократить затраты энергоресурсов (например, в США при введении Smart Grid потребление нефти может уменьшиться на 6.2 барреля в сутки);

· сократить выбросы в атмосферу углекислого газа [2].

Главным преимуществом новой системы является двусторонняя связь с потребителем электроэнергии. Технология Smart Grid действует через систему «интеллектуальных» счетчиков, установленных на предприятиях, в квартирах и т. д. Они передают информацию о потреблении энергии, что позволяет скорректировать использование электроприборов во времени; распределить электричество в зависимости от потребности. В свою очередь все это позволит потребителю значительно снизить расходы на электроэнергию.

Но это в перспективе, пока же внедрение «умных» сетей носит фрагментарный и по большей части экспериментальный характер.

1.3 Аналитический обзор существующих решений по созданию и исследованию компонентов Smart Grid

В некоторых штатах США проводились исследования по вводу «интеллектуальных» сетей. В результате снизились пиковые нагрузки на электросеть, в среднем на 10% уменьшились счета за электричество (при этом его стоимость увеличилась на 15%). С 2007 года создание системы Smart Grid - один из национальный приоритетов Соединенных Штатов. В 2010 году Барак Обама выделил 4.4 миллиарда долларов на модернизацию электрических сетей. По некоторым оценкам использование системы Smart Grid к 2020 году позволит США сэкономить около 1.8 триллионов долларов за счет снижения потребления энергии и повышения надежности.

В Европе предусмотрено финансирование программ по распространению «умных» сетей в размере 750 миллиардов долларов в течение 30 лет.

На сегодняшний день наиболее активно и полномасштабно технология Smart Grid развивается и распространяется в Дании. В большей степени это связано с тем, что именно в этой стране значительное количество энергии поступает из альтернативных источников (20% от общего объема энергии поступает от ветряных электростанций).

Проект «FENIX» (Flexible Electricity Networks to Integrate the expected Energy Evolution). Проект построения гибкой электрической сети, основными целями которого являются: отработка механизмов функционирования общеевропейской энергосистемы, в частности, разработка концепции виртуальных электростанций (VPP); отработка алгоритмов включения в общую систему распределённых источников генерации (DER) и возобновляемых источников энергоресурсов (RES); разработка новых программно-аппаратных платформ для претворения в жизнь концепции VPP; технико-экономическое обоснование применения VPP; демонстрация разработок на полигонах в Испании и Великобритании. Данный проект объединил ведущих игроков европейского энергетического рынка, таких как Iberdrola, ElectricitйdeFrance, EDF EnergyNetworks, RedElйctricadeEspaсa, National GridTransco, Siemens PSE, Areva T&D и др.

Проект «ADDRESS» (Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy RESourceS). Данный проект является составной частью европейской концепции сетей будущего Smart Grids European Technology Platform и объединяет работу 25 компаний из 11 стран Европы, включая EDF, ABB, Enel, Kema, Philips и др. Проект стартовал в 2008 году планируется к завершению в 2013.

Проекты построения MicroGrid - отдельных энергосетевых структур, расположенных на небольшой территории, обладающих собственными генерирующими источниками и способными взаимодействовать с центральной сетью для решения задач покрытия максимума пиковых нагрузок. Проекты успешно реализуются в Европе (консорциум 14 компаний из 7 стран во главе с Национальным технологическим университетом Афин (NTUA)), США (проекты реализуемые консорциумом CERTS, компанией GE), Канаде, Японии.

Проект построения интеллектуальной энергетической инфраструктуры (распределённая генерация, возобновляемые источники энергии, средства аккумулирования энергии, центры диспетчерского управления) в трёх префектурах Японии, реализуемый компанией Mitsubishi Electric.

На рынке «интеллектуальных» сетей доминирует компания Cisco. Она была основана в 1984 году и первоначально ее деятельность заключалась в разработке и продаже маршрутизаторов, затем сфера интересов компании расширилась и несколько лет назад ею была предложена система Smart Grid. На сегодняшний день Cisco принадлежит более 20% рынка телекоммуникации, а оборот составляет 39.12 млрд. долл. С 1995 года Cisco действует на рынке стран СНГ. В Москве и Санкт-Петербурге, Украине, Казахстане, Азербайджане, Узбекистане существуют ее представительства.

В России наиболее значимые проекты в сфере интеллектуальных систем учета реализуются ОАО «Холдинг МРСК». Одним из самых масштабных и интересных является федеральный проект Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики России «Считай, Экономь, Плати».

По многим причинам российские проекты пока не столь продвинуты, как их зарубежные аналоги, в частности, пока слабо реализуется потенциал собственно управления спросом. Однако, как представляется, это вопрос времени, тем более, что тематике «умных измерений» придается все возрастающее значение как корпоративным сектором, так и федеральными и региональными властями.

Для распределительного электросетевого комплекса применение технологии умных сетей является одной из важнейших задач. В настоящее время активно реализуются проекты внедрения умных приборов учёта электроэнергии, создаются центры управления сетями, повышается наблюдаемость ПС. Первоочередной задачей в «интеллектуализации» распределительной сети является умный учёт. При этом очевидной становится проблема разнородности применяемых приборов учёта по функционалу и используемому коммуникационному интерфейсу. Предстоит большая работа по созданию единого информационного ландшафта системы учёта, подразумевающей применение открытых, гибких многофункциональных компонентов (в частности, приборов учёта), работающих по принципу «plug and play». В этом случае опыт западных коллег был бы весьма полезен [3].

1.4 Аналитический обзор стендов для исследования сетей Smart Grid

1.4.1 Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем

Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем предназначен для непрерывного и высокоточного моделирования в реальном времени и на неограниченном интервале единого спектра всевозможных нормальных и аварийных режимов и процессов, включая трехфазные по мгновенным значениям, в оборудовании и электроэнергетических системах в целом. Представляет собой многопроцессорную программно-техническую систему гибридного типа. Может работать автономно и информационно взаимодействовать с различными внешними программами. Для пользователей является современным многофункциональным автоматизированным рабочим местом. Был разработан в Томском политехническом университете [4].

Рисунок 1.1 - Архитектура всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем

Из плюсов данного стенда можно отметить компактность (основные элементы расположены в шкафу), а также расширяемость комплекса с помощью подключения дополнительных адаптеров.

1.4.2 Программно-технический комплекс RTDS

RTDS (Real-Time Digital Simulation) это платформа моделирования энергосистемы в режиме реального времени для точного моделирования и анализа переходных процессов фирмы RTDS Technologies Inc. (Канада). Этот комплекс предназначен для изучения стационарных режимов и электромагнитных переходных процессов в электроэнергетической системе (ЭС) в реальном масштабе времени. Исследования ЭС высокого напряжения переменного и постоянного тока выполняются путем цифрового моделирования процессов с использованием алгоритмов, аналогичных тем, что используются в программах типа EMTP (Electromagnetic Transients Program).

RTDS позволяет решать следующие задачи:

· полный цикл проверки релейной защиты, единой защиты и схем управления;

· полный цикл проверки систем управления для сетей постоянного и переменного тока, высокого и низкого напряжения, синхронных машин;

· изучение работы систем переменного тока, включая режим генерации и передачи электрической энергии;

· исследование взаимодействия оборудования для энергетики;

· изучение взаимодействия между объединенными AC/DC системами;

· обучение и тренировка инженерно-технического персонала объектов электроэнергетики.

Рисунок 1.2 - Архитектура программно технического комплекса RDTS

Через устройства ввода-вывода к RTDS подключается различное внешнее оборудование, такое как измерительные устройства, релейная защита и контроллеры, например, устройства управления регулируемых электроприводов или управляемых компенсаторов реактивной мощности. При этом условия функционирования подключенного оборудования соответствуют реальным условиям. Это позволяет тестировать функционирование устройств без их включения в реальную энергосистему [5].

К положительным моментам ПТК RDTS можно отнести дружественный графический интерфейс, возможность расширения путем добавления моделей с помощью программного комплекса PSS/E.

1.4.3 Тренажеры для электроэнергетических систем сетевых компаний

РЕТРЕН (сокращение от слов Режимный тренажер) разработан сотрудниками ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», как интегрированная многофункциональная система, решающая ряд часто встречающихся задач оперативно-диспетчерского управления ЭЭС и энергообъединениями по анализу и оперативному ведению режима. Комплекс РЕТРЕН включает в себя интерактивную динамическую модель ЭЭС, на базе которой функционируют системы анализа текущего режима, многофункциональный тренажер-советчик диспетчера ЭЭС и автоматизированная система обучения.

В тренажерном комплексе РЕТРЕН, реализованном на базе системы конструкторов КАСКАД, функционирует динамическая интерактивная модель энергообъединения реального времени, и вся система отображения привязана к информации этой модели. Модель динамики ЭС учитывает электромеханические и длительные переходные процессы, системы вторичного регулирования и противоаварийной автоматики.

Комплекс РЕТРЕН позволяет решать широкий круг задач от расчета установившихся и переходных режимов в ЭС и энергообъединениях до задач обучения и тренировки оперативно-диспетчерского персонала. Оценка параметров ЭС как объектов управления, вычисление потерь в сетях и затрат по управлению нормальными, утяжеленными и послеаварийными режимами - все эти задачи могут быть решены комплексом РЕТРЕН.

Комплекс внедрен в Мосэнерго, СО-ЦДУ и ФСК ЕЭС. На комплексе РЕТРЕН впервые в России проведена совместная международная межсистемная тренировка оперативно - диспетчерского персонала в Санкт-Петербурге в 1996 г. [6].

Преимуществами данного комплекса являются:

1. Открытость программной среды с поддержкой COM-технологий;

2. Поддержка аппаратных платформ INTEL и ALPHA.

3. Возможно взаимодействие с базами данных с SQL доступом (MS SQL, ORACLE и т.п.) и базами данных реального времени типа СК-2000, ДИСПЕТЧЕР, КИО-3, Мосэнерго.

1.5 Обзор архитектуры комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети

В данной системе используется принцип полунатурного моделирования. Это означает, что модель генератора является аналогом реального генератора, вырабатывающего электроэнергию напряжением 220 В с частотой 50 Гц. Однако оборудование и линии передачи не предназначены для передачи напряжения такой величины. Поэтому значения масштабируются, и реально генерируется и передается напряжение величиной до 10 В.

Архитектура лабораторного комплекса полунатурного моделирования ААС представлена в графической части ВКР на листе 1.

Архитектура комплекса полунатурного моделирования представляет собой двухуровневую систему:

1. Физический уровень - это уровень имитации активно-адаптивной сети. Он построен на контроллерах, которые содержат модели генераторов, потребителей, моделируют потери в линиях электропередач. Оборудование, используемое на этом уровне, является высокопроизводительным и позволяет выполнять сложные вычисления, а среда передачи имеет большую пропускную способность. В целом это дает возможность моделирования такой сложной системы. Физический уровень состоит из трех подсистем:

· система имитации генераторов и потребителей;

· контроллеры активно-адаптивной сети;

· система имитации MicroGrid.

Система имитации генераторов и потребителей представляет собой контроллеры с установленными математическими моделями. Генераторы сети - вырабатывают электрическую энергию, которая передается через систему имитации MicroGrid. Эта система моделирует линию электропередачи с существующими в ней потерями. Контроллеры активно-адаптивной сети позволяют производить замеры основных показателей генераторов и потребителей (токи в каждой фазе, напряжения, потребляемая или генерируемая мощность и т.д.) и передают эти данные в следующий уровень - информационный, на центральный сервер.

2. Информационный уровень системы обеспечивает диспетчеризацию. Его составляющие:

· центральный сервер;

· автоматизированные рабочие места.

Центральный сервер необходим для сбора и хранения информации о внештатных ситуациях в системе, учета количества и качества вырабатываемой и потребляемой электроэнергии моделями потребителей и генераторов. Автоматизированные рабочие места лабораторного комплекса идентичны реальным АРМ, используемым на промышленных предприятиях.

Более подробно аппаратное обеспечение комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети рассмотрено в приложении А данной ВКР.

1.5.2 Программное обеспечение комплекса

Работу комплекса обеспечивают программы, написанные на LabVIEW - инструментарии программирования фирмы National Instruments. Все модели, интерфейсы АРМ созданы с помощью этого инструментария.

Программное обеспечение MicroGrid состоит из следующих проектов:

· NES (network emulation system) - LabVIEW проект для сервера системы имитации MicroGrid;

· CES (component emulation system) - LabVIEW проект для системы имитации генераторов и потребителей;

· RTU (remote terminal unit) - LabVIEW проект для контроллеров локальной ААС;

· MCS (main communication server) - LabVIEW проект для сервера сбора данных;

· OWS (operation work station) - LabVIEW проект для автоматизированных рабочих мест;

1.5.3 Сетевое обеспечение комплекса

Все элементы комплекса объединены в сеть, состоящую, как говорилось ранее, из генераторов, потребителей, контроллеров и сервера имитации. Схема подключения оборудования показана в графической части диплома, на листе 2.

Имитация линий электропередачи осуществляется при помощи математической модели, исполняемой на контроллере PXI, и физически расположена между модулями №1 и №2.

Связь между объектам ААС (генераторами, потребителями и контроллерами) осуществляется с помощью аппаратного имитационного интерфейса. Для передачи сигналов используется кабель NI SHC68-68-RMIO. Это высокопроизводительный экранированный кабель, разработанный специально для R-серии многофункциональных устройств. Подключение осуществляется к 68-контактным клеммам. Имеется индивидуальное экранирование аналоговых входов/ выходов и цифровых линии ввода / вывода.

1.5.3.1 Протоколы передачи информации

В данной системе существует 2 протокола передачи информации TCP/IP и DNP3.

TCP/IP - набор сетевых протоколов передачи данных, используемых в компьютерных сетях. Название происходит из двух наиболее важных протоколов семейства -- Transmission Control Protocol (TCP) и Internet Protocol (IP), которые были разработаны и описаны первыми в данном стандарте. Протоколы работают друг с другом в стеке -- это означает, что протокол, располагающийся на уровне выше, работает «поверх» нижнего, используя механизмы инкапсуляции. Например, протокол TCP работает поверх протокола IP [7]. Используется для передачи информации по Ethernet от сервера к АРМ.

DNP3 - сетевой протокол, который используется для сбора данных с контроллеров СompactRIO системы имитации генераторов и потребителей и передачи их на сервер. Этот протокол используется LabVIEW для передачи данных о состоянии ААС и обладает большой пропускной способностью (позволяет передать результаты 3000 измерений за 300 мс).

1.5.3.2 Методы и средства обеспечения помехозащищенности

Для защиты от помех используется экранирование и витые пары проводов.

Экранирование - это способ снижения (подавления или значительного ослабления) влияния внешних паразитных электромагнитных полей, помех и наводок, мешающих работе электротехнических установок, аппаратуры передачи и обработки данных и т.п.

Скручивание проводников между собой производится с целью повышения степени связи между собой проводников одной пары (электромагнитные помехи одинаково влияют на оба провода пары) и последующего уменьшения электромагнитных помех от внешних источников, а также взаимных наводок при передаче дифференциальных сигналов. Для снижения связи отдельных пар кабеля (периодического сближения проводников различных пар) в кабелях UTP категории 5 и выше провода пары свиваются с различным шагом.

1.5.4 Математическое обеспечение комплекса

В системе поддерживает аппаратную имитацию следующих объектов: турбогенератор, батарея солнечных элементов, ветряной генератор, батарея топливных элементов.

1.5.4.1 Турбогенератор

Система имитирует работу турбогенератора - скорость вращения, вращающий момент, ток возбуждения холостого хода, КПД, переключатель и предохранитель.

С помощью переключателя уже синхронизированный генератор подключается к сети. После синхронизации и подключения генератор начинает вырабатывать электроэнергию. Так как генератор уже подключен к сети в не зависимости от изменения имитирующих параметров, напряжение генератора больше не меняется.

Модель содержит предохранитель для максимального вращающего момента. Предохранитель реализован в среде графического программирования LabVIEW. Он задает максимальный лимит для элемента управления вращающего момента (пользователь не сможет задать значение вращающего момента больше чем значение предохранителя).

Входные параметры модели (вращающий момент, ток возбуждения холостого хода, КПД) вводятся пользователем.

1.5.4.2 Батарея солнечных элементов

Система имитирует работу солнечных элементов - интенсивность солнца, область элементов, КПД, инвертор, переключатель и предохранитель.

С помощью инвертора модель определяет параметры выходного напряжения генератора. Параметры системы можно задавать с помощью элементов на лицевой панели. Патеры инвертора игнорируются (выходная мощность инвертора равна входящей). Переключатель в этой модели также реализует подключение её в сеть.

Модель содержит предохранитель для установки максимальной интенсивности солнца. Предохранитель реализован в среде графического программирования LabVIEW. Он задает максимальный лимит для элемента управления интенсивности солнца (пользователь не сможет задать значение интенсивности солнца больше чем значение предохранителя).

Как и в модели турбогенератора, входные параметры модели солнечных элементов (интенсивность солнца, область элементов, КПД) вводятся пользователем.

1.5.4.3 Ветряной генератор

Система имитирует работу ветряного генератора - скорость ветра, плотность воздуха, диаметр ротора, инвертор, переключатель и предохранитель.

С помощью инвертора модель определяет параметры выходного напряжения генератора. Параметры системы можно задавать с помощью элементов на лицевой панели. Потери инвертора игнорируются (выходная мощность инвертора равна входящей).

Переключатель, как и в описанных выше моделях, позволяет уже синхронизированный генератор подключить к сети. После синхронизации и подключения генератор начинает вырабатывать электроэнергию. Так как генератор уже подключен к сети в не зависимости от изменения имитирующих параметров, напряжение генератора больше не меняется.

Входные параметры модели (скорость ветра, плотность воздуха, диаметр ротора, параметры выходного напряжения инвертора) вводятся пользователем.

1.5.4.4 Батарея топливных элементов

Система имитирует работу батареи топливных элементов - заряд, напряжение элемента, количество элементов. Входные параметры модели (заряд, напряжение элемента, количество элементов) вводятся пользователем [8].

1.6 Система диспетчеризации комплекса полунатурного моделирования локальной активно-адаптивной сети

Система диспетчеризации комплекса позволяет осуществлять диспетчерское управление всей системой, просматривать текущее состояние и исторические события, анализировать работу комплекса.

1.6.1 Сервер сбора данных

Сервер сбора данных находится в серверном шкафу. Состоит из сервера и монитора.

Сервер выполняет следующие функции:

1. Объединение интеллектуальных контроллеров и АРМ. На сервере установлено программное обеспечение, осуществляющее сбор данных с контроллеров. АРМ имеет свое программное обеспечение, позволяющее считать данные, хранящиеся на сервере.

2. Ведения базы данных SCADA-системы. На сервере имеется база данных, называемая HIL_MicroGrid. Эта база данных содержит все параметры, считываемые с моделей генераторов и потребителей (сила тока в каждой фазе, напряжение, потребляемая или генерируемая мощность и т.д.)

3. Генерация и хранение отчетов. В базе данных, помимо параметров генераторов и потребителей, имеются и данные об авариях и других внештатных ситуациях.

4. Обработка тревог и событий. Отдельная СУБД - MS SQLпозволяет генерировать тревоги и события в сети, на которые система должна адекватно реагировать.

5. OPC, DNP3 коммуникация. Сервер сбора данных для чтения параметров с контроллеров использует специализированное программное обеспечение - OPC-сервер KEPServerEX. OPC-сервер считывает эти параметры и передает их по сети Ethernet по протоколу DNP3.

6. Обработка и хранение конфигураций системы. Сервер хранит конфигурацию сети, параметры, которые необходимо считывать с контроллеров, а также позволяет редактировать модель сети: например добавлять генераторы или потребители.

Сервер размещается в одной стойке вместе с сервером системы имитации MicroGrid. Название сервера MGMCS_Server.

1.6.2 База данных

Для управления базой данных используется СУБД «Citadel 5 Universe» производства фирмы «National Instruments». База данных носит название HIL_MicroGrid.

MGMCS_Server содержит:

· информацию об аутентификации (имя пользователя, пароль);

· текущие параметры шести потребителей и четырех генераторов: токи в каждой фазе, напряжение, активная и реактивная мощность и т.д.;

· аварии в системе и другие диагностические события.

Можно реализовать конвертацию данных через инструментарии LabVIEW с помощью Distributed System Manager. Distributed System Manager - программное обеспечение, которое позволяет просматривать все переменные, которые содержатся в базах данных.

1.6.2.1 Сбор информации в базу данных

Сбор данных: сила тока, напряжение в каждой фазе, активная и реактивная мощность и т.д. происходит посредством сервера опроса KEPServerEX. KEPServerEX -- это OPC-сервер, который обеспечивает связь с контроллерами активно-адаптивной сети. Сигналы с контроллеров передаются с помощью протокола DNP3 на OPC-сервер KEPServerEX [9]. Эти данные далее определяются как переменные «shared variable», которые записываются в базу данных HIL_MicroGrid.

На рисунке 1.3 показано главное окно конфигурации OPC сервера KEPServerEX. В нем настроены каналы и устройства - потребители и генераторы. Каждый потребитель или генератор имеет набор тегов AI (Analog Input - аналоговый вход) и DO (Discreet Output - дискретный выход).

AI - набор входных аналоговых данных: напряжение, ток, частота и т.д.

DO - набор выходных дискретных сигналов: сигналы на включение, выключение перезагрузку генератора, включение генератора в втоматический или ручной режим работы, перезагрузку потребителя. Эти сигналы поступают от диспетчера через АРМ, или включаются автоматически с помощью ПО системы моделирования.



Рисунок 1.3. OPC сервер KEPServerEX

1.6.3 Система управления базой данных Citadel

СУБД Citadel является неотъемлемым компонентом многих программных продуктов National Instruments. В качестве общего механизма хранения данных, Citadel позволяет этим программным продуктам обмениваться результатами производственного мониторинга и измерений.

Чтобы просмотреть данные, хранящиеся в любой базе данных Citadel можно использовать «Historical data viewer». Выберите «My system» - «Historical Data» в дереве NI Measurement & Automation Explorer, чтобы просмотреть исторические данные. Здесь вы увидите локальную базу данных HIL_MicroGrid и её содержимое.



Рисунок 1.4. База данных HIL_MicroGrid в окне Measurement & Automation Explorer

СУБД Citadel хранит базу данных в виде группы файлов на жестком диске. База данных Citadel обычно находится в отдельной папке. National Instruments не рекомендует размещать в папке файлы, которые не имеют отношения к базе данных. Типичная база данных состоит из набора файлов, похожих на те, что изображены на рисунке 1.5 [10].

Рисунок 1.5. Типичный набор файлов базы данных Citadel

Количество файлов *.cdpg и файлов *.cdib варьируется в зависимости от количества данных в базе. nodetree.* , pid.cdih, и stridm.cdin файлы содержат важную информацию о структуре базы данных. Файлы СУБД MS SQL содержат историческую информацию аварий. Citadel создает MS SQL файлы сразу после первого срабатывания сигнализации.

1.6.4 Система управления базой данных MS SQL

Для хранения наименований элементов сети, параметров, информации об авариях или других внештатных ситуациях используется СУБД MS SQL.

С помощью СУБД Citadel информация записывается в базу данных MS SQL. Таким образом, Citadel хранит только текущие параметры электроэнергии, а исторические данные записываются в MS SQL.

На рисунке 1.6 представлено окно MS SQL со списком таблиц.

Рисунок 1.6. СУБД MS SQL

Генерация тревог происходит по следующим таблицам:

· dbo.table_set - таблица генерации тревог (в ней же содержатся переменные «shared variable»);

· dbo.table_ack - таблица обнаруженных системой тревог;

· dbo.table_clear - таблица обработанных тревог.

Эти три таблицы объединены по первичному ключу «aeKEY».

Модель базы данных изображена в графической части ВКР на листе 5.

1.6.5 Автоматизированное рабочее место

Фотография автоматизированных рабочих мест комплекса представлена на рисунке 1.7.

Рисунок 1.7. Автоматизированные рабочие места

Имеется два автоматизированных рабочих места, представляющих собой каждый: два монитора, две настенные ЖК-панели, клавиатуру и мышь. Программное обеспечение для АРМ - проект в LabVIEW, который называется OWS. Этот проект одинаков для обоих АРМ, однако, у каждого АРМ своя конфигурация:

1 АРМ позволяет просматривать параметры сети, генераторов и потребителей. Также управление сетью и генераторами, а именно: перевод режима генератора авто/ручной; вкл./выкл. сеть; вкл./выкл. генератор;

2 АРМ позволяет просматривать параметры сети, генераторов и потребителей.

Программное обеспечение для АРМ состоит из следующих разделов:

1. Главное окно. Здесь представлена моделируемая МиниЭЭС. В данном разделе возможна навигация по трём отдельным ветвям, а также наблюдении параметров электроэнергии в восемнадцати точках наблюдения: Р1, Р2 и т.д. Схема МиниЭЭС, которую можно наблюдать на экране АРМ оператора, изображена в графической части ВКР, на листе 3. Там же имеется пример пробы текущих параметров в точке Р3.

Если указать на какой либо элемент МиниЭЭС, то произойдет переход к ветви, содержащей данный элемент. Например: указали на генератор G1 - перешли к первой ветви. Здесь представлены только элементы данной ветви и суммарные активные и реактивные мощности, коэффициенты мощностей генераторов и потребителей.

Рисунок 1.8. Первая ветвь МиниЭЭС

Мониторинг в реальном времени. В данном разделе отображаются измеряемые данные в реальном времени, а также статусы генераторов (синхронизация с сетью, автономный режим, подключение к нагрузке). На рисунке 1.9 показано окно мониторинга состояния генератора G1.

Рисунок 1.9. Генератор G1. Мониторинг в реальном времени

2. Контроль и управление. В данном разделе пользователь может отправить команду для того, чтобы подключить/отключить генератор или потребитель от сети. Здесь представлено изображение генератора, его вид (турбогенератор, батарея солнечных элементов или ветряной генератор), осциллограмма напряжений и токов, а также режим работы генератора (автоматический или ручной).

Рисунок 1.10. Генератор G1. Контроль и управление

3. Мониторинг тревог и событий. Данный раздел позволяет просматривать различные внештатные ситуации в работе оборудования. На рисунке 1.11 показано окно тревог и событий. События выделяются цветами:

1) Красные - самые значимые (нет связи с сервером, системой имитации и т.д.). Тёмно красные - очищенные, неподтвержденные тревоги. Красные - неочищенные, неподтвержденные тревоги.

2) Желтые - события, например - изменения в конфигурации сети (подключение или отключение генератора).

3) Зеленые - неочищенные, подтвержденные тревоги.

4) Серые - очищенные, подтвержденные тревоги.

Оператору необходимо подтверждать обнаружение аварий и принимать меры к их устранению. Таким образом, программное обеспечение автоматизированных рабочих мест моделируемой сети соответствует реальному АРМ, используемому на предприятиях.

Рисунок 1.11. Экран АРМ оператора. Тревоги и события

1.6.6 Архитектура сети диспетчеризации

Архитектура сети диспетчеризации представлена в графической части ВКР, на листе 4. Как видно из рисунка, контроллеры, сервер и автоматизированные рабочие места связаны посредством сети Gigabit Ethernet. Все элементы подсоединены к сетевому коммутатору и через него имеют выход в локальную сеть глобальную сеть Internet

1.7 Алгоритм работы комплекса

На рисунке 1.12 представлена блок-схема алгоритма работы локальной ААС.



Рисунок 1.12. Блок-схема алгоритма работы локальной ААС

Блок 1. Задание структуры МиниЭЭС. Алгоритмический блок обеспечивает ввод структуры МиниЭЭС.

Блок 2. Задание начальных условий МиниЭЭС (КПД, скорости вращения генераторов, состояние потребителей и т.д.). Алгоритмический блок обеспечивает ввод начальных условий, определяющих текущее состояние МиниЭЭС.

...