Структура автоматической системы диспетчерского управления

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 3Следующая ⇒

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

1. Характеристика района электрической сети.

ПС 35кВ Бураново является частью энергосистемы обеспечивающий энергоснабжение – КНС «Ижевское».

Подача электроэнергии в заданный район осуществляется от шин ПС 220кВ «Позьм» по ВЛ «Позьм – Никольская» кабелем АС – 185 и длинной линии 24.8 км питается ПС 110/35/10 кВ «Никольская» с шины 35кВ которой, по ВЛ «Никольская-Совхозная» кабелем АС-70 и длинной 19.1 км питается  ПС «Совхозная» от отпайки которой ВЛ «Совхозная –Лудзинка» кабелем  АС-70 длинной 11.1 км обеспечивая электрическое соединение с ПС «Лудзинка» благодаря чему питание  ПС «Юськи» осуществляется из двух источников ПС «Совхозная» и ПС «Лудзинка», далее по ВЛ «Юськи – Бураново» кабелем АС-95 длинной 12,18 км осуществляется питание ПС «Бураново». Второй питающий контур идет от ПС 220/110кВ «Позьм» по двухцепной ВЛ «Позьм-Пурга» кабелем АС-150 общей протяженностью 36,4 км питается ПС 110 кВ «Пурга» от шин которой по ВЛ «Пурга – Яган» кабелем АС-70, и протяжностью 30,1 км происходит питание ПС «Яган» с шин 35кВ которой по ВЛ «Яган-Бураново» кабелем АС-95, длинной 9 км питается ПС «Бураново».

Электрическая подстанция ПС 35/10кВ «Бураново» представляет собой предприятие, обеспечивающие преобразование и распределение электрической энергии для обеспечения электроснабжением следующих объектов:

- РУ – 10кВ КНС «Ижевское»

- КТП№1,2 "Водозабор" с/о"Союз", "Мечта", "Олимпиец","Мелиоратор", "Василек","Оружейник", "Нива"

- с/о "Сталевар"

- скв. К. 1,2,3,4,5,6,11-21,173,561

В настоящее время на подстанции находятся в эксплуатации:

- Два трансформатора Т-1, Т-2 ТМН-4000/35-78У1

- ОРУ 35кВ выполнено по схеме «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин» на 2 присоединения.

- КРУ 10кВ выполнено по схеме «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин» на 7 присоединений.

Схема первичных электрических соединений ПС «Бураново» предоставлена в приложении 1.

ПС «Бураново» является тупиковой двух трансформаторной подстанцией с понижающими трансформаторами ТМН-4000/35-78У1

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

К каждой секции ОРУ 35 кВ подключается понижающий трансформатор Т-1 и Т-2 через масляный выключатель В-35кВ Т1 и В-35кВ Т2 типа С-35-630-10А У1 с приводом ПП-67 и встроенным ТТ-35 типа ТВ-35-‖ У2 (600/5) подключенный к шинам, разъединителями ТР-35кВ Т1 и ТР-35 кВ Т2 типа РНДЗ-1-35/630 У1 привод ПРН-220М.

Трансформаторы напряжения ТН-1-35 кВ и ТН-2-35 кВ присоединяются к секциям шин ОРУ-35 кВ через шинные разъединители ШР-35кВ ТН-1-35кВ и ШР-35кВ ТН-2-35кВ. Разрядники ОПН-35кВ 1С-35кВ и ОПН-35кВ 2С-35кВ подключаются между масляными выключателями В-35кВ Т1, В-35кВ Т2 и понижающими трансформаторами Т1, Т2.

Понижающие трансформаторы Т-1 и Т-2 на шины КРУН-10 кВ могут работать параллельно (отключен секционный выключатель СВ-10кВ) или поочередно (один в работе, второй в резерве) с возможностью автоматического включения второго трансформатора.

К обмоткам НН понижающих трансформаторов Т-1 и Т-2 присоединяются выключатели В-10кВ Ввод Т-1 и В-10кВ Ввод Т2. Разрядники ОПН-10кВ Т-1 и ОПН-10кВ Т-2 подключены между обмоткой НН Т1 и Т2, и выключателями В-10кВ Ввод Т-1 и В-10кВ Ввод Т2.

           Для питания собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления, сигнализации, освещения, электрического отопления и подогрева оборудования в зимнее время. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) типа ТМ-63/10-66У1 (10/0,23 кВ) устанавливают на территории подстанции и подключаются к выводу низшего напряжения понижающего трансформатора через предохранитель ПК-10кВ ТСН-1 типа ПКТ 101-10-8-31,5У3.

           Схема КРУН-10кВ предусматривает исполнение одинарной секционированной выключателем системы сборных шин.

           Размещают оборудование РУ в закрытых помещениях или шкафах наружной установки. В обоих случаях используют комплексные устройства, состоящие из шкафов или камер в которых размещены выключатели --- и трансформаторы тока ---- . На каждом присоединении РУ используются стандартные заземляющие ножи, обеспечивающие безопасность проведения работ внутри шкафов.

           Шины низшего напряжения подключаются через блок ввода имеющий разъединитель и выключатель. Это дает возможность проводить необходимые ремонтные работы, выключать и отключать питание, поступающие к шине. На каждую секцию шин устанавливается по одной ячейки ввода. К каждой секции шин подключается трансформатор напряжения.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

           К линиям шин КРУН-10кВ присоединяются трансформаторы напряжения ТН-1-10кВ и ТН-2-10кВ защищаемые предохранителями ПКН-001-10 УЗ.

           Секционирование шин выполнено с помощью шкафа в котором установлем выключатель СВ-10кВ типа ВБТР-10/1250 с трансформатором тока ТЛМ-10 300/5.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Информационная автоматическая система управления районом электросетей включает в себя две подсистемы:

АСДУ, состоящую из оперативно-информационного управляющего комплекса (ОИУК), АРМ специалистов РДС (РДГ), УТМ, систем контроля, защиты и управления (СКЗУ), автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП); автоматизированная система управления предприятием (АСУ П) с элементами подсистемы автоматизированной системы контроля, учета электрической энергии (АСКУЭ).

ИАСУ РЭС должна представлять собой двух уровневую систему управления.

Верхний уровень ИАСУ РЭС автоматизирует оперативно-диспетчерские, производственно-технические функции специалистов РЭС и ОЭП (участков) РЭС.

Нижний уровень ИАСУ РЭС должен включать устройства СКЗУ, УТМ или АСУ ТП подстанций и автоматизирует управление оборудованием ПС, ТП, РП, находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчера РЭС [1].

Автоматизированной системы диспетчерского управления энергоснабжением (АСДУЭ) является частью интегрированной системы управления энергоресурсами. Эта система предназначена для автоматизированного управления установками энергообеспечения.

Автоматизированная система управления энергоснабжения, разработанная в курсовом проекте, создается для управления энергохозяйством ПС 35/10 кВ «Бураново». Для реализации предложенной системы создаются АРМы (рабочие станции) на диспетчерском пункте и ПС.

Диспетчерская отвечает за электроснабжение ПС и состоит их следующих АРМов:

1. АРМ оператора управления системой электроснабжения, предназначен для оперативного управления системой электроснабжения.

2. АРМ инженера-релейщика предназначен для текущего обслуживания цифровых терминалов РЗА, анализ и разора аварий, вызова осциллограмм, программирование терминалов.

3. АРМ инженера-программиста, совмещенная с сервером (в составе базового компьютера) – предназначена для общего сопровождения системы, обеспечения ее работы в нормальном режиме и технического обслуживания системы.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Для выбора оборудования защиты определим необходимый состав защит:

1. Основную и резервные защиты силового двух обмоточного трансформатора;
2. Защиту вводных, секционных выключателей и отходящих линий и отходящих линий 35 и 10(6) кВ;
3. Возможность установки различных терминалов для защиты отходящих линий в зависимости от вида нагрузки.
4. Центральную сигнализацию
5. АВР секционного выключателя
6. АПВ вводов и отходящих линий
7. Контроль исправности измерительных ТН
8. До трех очередей АЧР с возможностью ЧАПВ
9. Логическую защиту шин
10. УРОВ с действием на вышестоящие выключатели
11. Контроль изоляции цепей УРОВ и газовой защиты.

Электрическая подстанция 35/10кВ «Бураново» представляет собой предприятие, обеспечивающее преобразование и распределение электрической энергии для питания потребителей.

Состав основного оборудования подстанции:

Сторона 10кВ:

- Воздушная линия 10 кВ  - 11 шт.
- Секционный выключатель 10 кВ – 1 шт.
- Ввод 10 кВ – 2 шт.
- Терминал защит автоматики, управления , выключателем сигнализации ввода на секцию
ЭКРА 217 0601 – 2 шт.
- Терминал защит автоматики, управления и сигнализации секционного выключателя
ЭКРА 217 0401 – 1 шт.
- Терминал защит автоматики, управления и сигнализации кабельной или воздушной линии, линии к ТСН ЭКРА 217 0301 – 11 шт.

Сторона 35кВ:

- Выключатель 35кВ – 6 шт.
- Разъединители 35кВ – 14 шт.
- Заземляющий нож (без электропривода) – 20 шт.
- Секционный выключатель 35кВ – 1 шт.
- Устройство микропроцессорной защиты «Сириус-УВ» - 4 шт.
Предназначено для выполнения функций управления, автоматики и сигнализации высоковольтного выключателя 35, 110 и 220 кВ с трехфазным управлением, а также для выполнения функций резервных защит силового трансформатора или подменных защит воз- душной линии. Содержит ступенчатые защиты относительной селективности и функции автоматики.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Устройство имеет специальное исполнение «БПТ», предназначенное специально для применения на подстанциях с переменным оперативным током.

-  Устройство микропроцессорной защиты «Сириус-Т» 2 шт.  
Предназначено для выполнения функций основной защиты двух обмоточного (в том числе с расщепленной обмоткой) трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ.

Устройство имеет специальное исполнение «И4», обеспечивающее наиболее полный функционал при построении «цифровых подстанций» и развертывании «Smart Grid».

Устройство имеет специальное исполнение «БПТ», предназначенное специально для применения на подстанциях с переменным оперативным током.

- Устройство регулирования напряжения трансформатора «Сириус-2-РН» 2 шт. Предназначено для управления электроприводами РПН при автоматическом регулировании коэффициента трансформации силовых трансформаторов.

Устройство предназначено для установки на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 3–500 кВ.

Устройство имеет специальное исполнение «И4», обеспечивающее наиболее полный функционал при построении «цифровых подстанций» и развертывании «Smart Grid».

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Определение состава телеинформации с подстанции для реализации оперативно информационно-управляющего и вычислительного комплексов АСДУ.
Объём телеинформации, которая должна передаваться на ДП, РДУ, с ПС 35/10кВ «Бураново».
Приведенные расчеты объёмов телеинформации (ТИ, ТС), телеуправления (ТУ) получены из следующих предположений:

1) Оценивались максимальные объёмы телеинформации, т.е. предполагается, что существует техническая возможность и целесообразность передачи отмеченных в таблице сигналов (например, при проведении соответствующих работ по модернизации. Это относится к сигналам положения разъединителей, заземляющих ножей, и к сигналам аварийно-предупредительной сигнализации;

2) Предполагается, что требования СО или ЦУС в части отмеченных в таблице сигналов, передача которых предусматривается для отдельных присоединений (по согласованию), охватывают все присоединения данного типа на подстанции;

3) Принимается, что на подстанции для всех выключателей 10кВ и выше обеспечивается возможность управления из удаленных центров.

Краткая характеристика ПС:

- Ввод 2шт. ВЛ 35кВ, трехфазные ТН;

- 11шт. отходящих фидеров 10кВ;

- 2шт. ТР 35/10кВ;

- 1шт СВ 35кВ;

- 1шт СВ 10кВ;

Информация телесигнализации передается на верхний уровень диспетчерского управления по схеме, указанной на рис.1.

Устройства телесигнализации подключены к устройству телемеханики, которое преобразует и кодирует получаемые сигналы, и по средствам GSM модема передает собираемую информацию в облачную базу данных, СИ (система индикации) передает телеинформацию на рабочее место диспетчера. Телеуправление осуществляется подачей сигнала управления от АРМ диспетчера к СИ, после чего сигнал поступает в облачное хранилище, через GSM модем устройство телемеханики получает сигнал и передает его исполнительным механизмам непосредственно на подстанции.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Таблица расчета количества ТИ, ТС, ТУ для ПС 35/10кВ «Бураново».

Аналоговые сигналы.

Устройство.

Измеряемые параметры

Количество

Шт.

ТТ-35кВ 100/5 на стороне ВЛ-35кВ

Действующее значение фазного тока(Ia)

Действующее значение фазного тока(Ib)

Действующее значение фазного тока(Ic)

Активная мощность (P)

Реактивная мощность(Q)

ТТ-35 резервный – ТВ-35-‖ У2 (600/5) на стороне ВЛ-35кВ

Действующее значение фазного тока(Ia)

Действующее значение фазного тока(Ib)

Действующее значение фазного тока(Ic)

Активная мощность (P)

Реактивная мощность(Q)

ТН-1-35кВ и ТН-2-35кВ на стороне ОРУ-35кВ

Действующее значение фазного напряжения(Ua)

Действующее значение фазного напряжения(Ub)

Действующее значение фазного напряжения(Uc)

Действующее значение линейного напряжения(Ua)

Действующее значение линейного напряжения(Ub)

Действующее значение линейного напряжения(Uc)

Пока не знаю надо ли показания с трансформатора

ТН-1-10кВ и ТН-2-10кВ на шинах 10кВ

Действующее значение фазного

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Действующее значение фазного напряжения(Ub)

Действующее значение фазного напряжения(Uc)

Действующее значение линейного напряжения(Ua)

Действующее значение линейного напряжения(Ub)

Действующее значение линейного напряжения(Uc)

ТЛМ-10 600/5 на вводе 10кВ

Действующее значение фазного тока(Ia)

Действующее значение фазного тока(Ib)

Действующее значение фазного тока(Ic)

Активная мощность (P)

Реактивная мощность(Q)

ТЛМ-10 отходящих линий 10кВ

Действующее значение фазного тока(Ia)

      11

Действующее значение фазного тока(Ib)

Действующее значение фазного тока(Ic)

Активная мощность (P)

Реактивная мощность(Q)

ТЛМ-10 секционного выключателя СВ-10кВ

Действующее значение фазного тока(Ia)

Действующее значение фазного тока(Ib)

Действующее значение фазного тока(Ic)

Активная мощность (P)

Реактивная мощность(Q)

ЩПТ 220В

Напряжение (U)

Температура (t)

Дискретные сигналы:

Телесигнализация (наверное надо другое название)

Тип данных

Количество

Шт.

Положение масляных выключателей на стороне 35кВ

ТС

Положение масляных выключателей на стороне 10кВ

ТС

Положение разъединителей на стороне 35кВ

ТС

Положение заземляющих ножей на стороне 35кВ

ТС

Положение заземляющих ножей на стороне 10кВ

ТС

Положение тележки на стороне 10кВ

ТС

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Дискретные сигналы от микропроцессорных устройств защиты 35кВ:

Местное/дистанционное управление

АПТС

Контроль цепей управления (раздельно для каждого выключателя)

АПТС

Газовая защита – сигнальный элемент, отключающий элемент

АПТС

Газовая защита РПН

АПТС

Охлаждение трансформатора

АПТС

Перегрев масла

АПТС

Уровень масла

АПТС

Положение РПН

АПТС

Неисправность РПН

АПТС

Неисправность цепей управления

АПТС

Привод не готов (раздельно для каждого выключателя)

АПТС

Неисправность цепей напряжения ТН

АПТС

Аварийное отключение

АПТС

Работа УРОВ

АПТС

Работа дифзащиты

АПТС

Работа МТЗ

АПТС

АПВ(раздельно для каждой линии)

АПТС

Дискретные сигналы от микропроцессорных устройств защиты 10кВ:

Контроль цепей управления (отдельно для каждого выключателя)

АПТС

Привод не готов (раздельно для каждого выключателя)

АПТС

Неисправность цепей напряжения ТН

АПТС

Аварийное отключение

АПТС

Работа АВР

АПТС

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

АДСУЭ представлена в виде двух уровневой системы:

1 Уровень (подстанционный). На этом уровне осуществляются сбор/передача первичной информации (ТС.ТИ.ТУ). Сбор данных (ТС) и выдача команду (ТУ) осуществляются с помощью контрольных кабелей через контроллер. Контроллер располагается в шкафу АСДУЭ в блок-модуле для установки шкафа. Кроме того, к нему через интерфейс RS-485 подключаются терминалы МП РЗА, комплектно установленные в ячейках.

Контроль и управление подстанцией возможен как через МП УРЗА, так и напрямую.

Некоторые элементы подстанции не имеют МП УРЗА, но требуют контроля и управления (например, это разъединители и заземляющие ножи 35 кВ), поэтому они подключаются к АСДУЖ напрямую.

2 уровень- уровень сервером и АРМ диспетчеров.

На верхнем уровне АСДУ- диспетчерском пункте РЭС для персонала (в первую очередь оперативного), контролирующего функционирование ПС с удаленных АРМ организован оперативный контроль текущего режима и состояния главной схемы ПС.

Оперативный контроль включает:

- контроль основных текущих режимных параметров силового электрооборудования ПС (напряжение, частота, перетоки активной и реактивной мощности и токи по всем присоединениям);

- контроль состояния основных коммутационных аппаратов ПС (выключатели, тележки, заземляющие ножи);

-контроль состояния основного и вспомогательного электрооборудования.

- оперативно-диспетчерское и диспетчерско-технологическое управление электрохозяйством предприятия (ведение заданного режима электроснабжения и его оптимизация);

Оперативный контроль реализуется путем отображения всей вышеуказанной информации на АРМ диспетчера в виде видеокадров.

Отображается также потеря достоверности информации в части положений коммутационной аппаратуры.

Для непосредственного мониторинга и управления объектом по месту на ПС предусмотрен АРМ инженера, размещаемый в стойках шкафа АСДУЭ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.13.03.02.Б07-832-1зт.2019ПЗ

Познавательные статьи:



Формы дистанционного обучения

Передача мяча двумя руками снизу

Значение правильной осанки для жизнедеятельности человека

Основные ошибки при выполнении передач мяча на месте