Для подстанции «Акжар-2» реализована автоматизированная система диспетчерского управления в SCADA-системе WinCC.


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
6




7




8





9



10


Аңдатпа


Бұл дипломдық жобада жобалық құжаттаманың құрастырылуы
орындалған және 220кВ «Ақжар
-
2» электрлік қосалқы стансасының
автоматтандырылған мониторинг және басқару жүйесі SCAA
-
жуйесінде
жүзеге асырылды.


SICAM PAS
бағдарламалық
-
техникалық кешеннің негізінде «Ақжар
-
2
қосалқы

стансасы мониторинг және басқару жүйесінің сәулеті құрастырылған.
Берілген жүйенің барлық дәрежелерінде керекті техникалық жабдық және
бағдарламалық жабдықтама таңдалды.


«Ақжар
-
2» қосалқы станс
асының


автоматтандырылған диспетчерлік
басқару жүйесі WinCC SCAA
-
жуйесінде жүзеге асырылды.


Және де берілген жобаның техникалық
-
экономикалық негіздеме,
қосалқы

станса қызметшілер құрамы бөлмесінің кондициялау жүйесінің
есептеуі, қосалқы станса басқару п
ункті бөлмесінің өрт қауіпсіздігі дәрежесін
есептеуі орындалды.


Аннотация

В

дипломном проекте выполняется разработка проектной документации
и реализация автоматизированной системы мониторинга и управления
электроподстанцией «Акжар
-
2» 220кВ в SCAA
-
системе
.


Р
азработана архитектура системы мониторинга и управления
подстанцией «Акжар
-
2» на базе программно
-
технического комплекса SICAM
PAS. На всех уровнях данной системы подобрано соответствующее
техническое оборудование и программное обеспечение.


Для подстан
ции «Акжар
-
2» реализована автоматизированная система
диспетчерского управления в SCAA
-
системе WinCC.


В
ыполнено технико
-
экономическое обоснование данного проекта, расчет
системы кондиционирования помещения дежурного персонала подстанции и
расчет категории

помещения пункта управления подстанции по пожарной
опасности.


Annotation

In this diploma project development of project documentation and realization
of the automated system of monitoring and management of power substation
"Akzhar
-
2" 220kv in SCADA syst
em is carried out.


The architecture of system of monitoring and management of substation
"Akzhar
-
2" on the basis of the SICAM PAS software and hardware complex was
developed. At all levels of this system the corresponding technical equipment and the
softw
are is picked up.



For substation "Akzhar
-
2" the automated system of supervisory control in
SCADA system WinCC is realized.

11




Also the feasibility study on this project, calculation of central air of the room
of the personnel on duty of substation and cal
culation of category of the room of point
of management of substation for fire danger was executed.




12


Содержание


Введение««««««««««««««««««««««««...

8

1

Аналитический обзор современных систем мониторинга и
управления подстанцией (СМиУ ПС)«««««««««««.

9


1.1

Актуальность применения современных АСУ ПС...««
««.

9


1.2

Обзор принципов построения автоматизированной системы
управления подстанцией«««««««««
««...

9


1.3

Обзор существующих систем мониторинга и управления
подстанцией«««««««««««««
«««««««...

15


1.4

Постановка задачи««««««««««««««««
««

21

2

Разработка автоматизированной системы мониторинга и
управления электрической подстанцией «Акжар
-
2» на базе ПТК
SICAM PAS««««««««««««««««««.......

22


2.1

Описание системы««««««««««««««««
««

22


2.2

Назначение системы«««««««««««««««
««.

23


2.3

Разработка архитектуры СМиУ ПС«««««««««
««

23


2.4

Задачи СМиУ ПС««««««««««««««««
««..

26


2.5

Выбор технических средств СМиУ ПС«««««««
««..

28


2.6

Надежность разрабатываемой системы«««««««
««.

36


2.7

Реализация автоматизированной системы диспетчерского
управления подстанцией «Акжар
-
2» в SCAA
-
системе
WinCC«««««««««««««...
.....................................

38

3

Технико
-
экономическое обоснование проекта«««««««..

52


3.1

Описание
продукта«««««««««««««««...
........

52


3.2

Преимущества внедрения СМиУ««««««««««
««

52


3.3

Экономическая эффективность
«««««.
«««««
««..

52


3.4

Задачи, решаемые с помощью СМиУ ПС««««««
««..

53


3.5

Финансовый план««««««««««««««««
««..

53


3.6

Вывод
по разделу««««««««««««««««
««..

62

4

Безопасность жизнедеятельности«««««««««««««

63


4.1

Анализ условий труда сотрудников дежурного персонала
электрической подстанции««««««««
««««««...

63


4.2

Расчет системы кондиционирования««««««««
««..

64


4.3

Расчет категории помещения по пожарной опасности«
««.

68


4.4

Вывод по разделу««««««««««««««««
««.

71

Заключение«««««««««««««««««««««««
...

72

Перечень сокращений««««««««««««««««««
.
«

73

Список литературы«««««««««««««««««««
.
«.

75




13


Введение


Одним из
приоритетных направлений совершенствования принципов
управления объектами энергетики является построение современных
автоматизированных систем управления технологически
ми процессами (АСУ

ТП) включающих в себя множество подсистем.

Основополагающими
критериями при выборе программно
-
аппаратных
средств АСУ

ТП являют
ся надежность работы оборудования и программного
обеспечения, стоимость приобретения и обслужи
вания системы
.

В последние годы для крупных потребителей и поставщиков
электроэнергии применени
е совре
менных систем управления стало особенно
актуальным.
Ведь надежность Национальной электрической сети (НЭС),
снижение ущербов при повреждении сетевого электрооборудования и от
недоотпуска электроэнергии потребителям при возникновении аварий в
электро
сетевом комплексе, в значительной степени определяется надежной
работой систем мониторинга и управления (СМиУ), релейной защиты и
автоматики (РЗА).

В данном дипломном проекте разрабатывается проектная документация
и реализуется автоматизированная система м
ониторинга и управления
электроподстанцией «Акжар
-
2» 220кВ в
SCADA
-
системе. Данная подстанция
снабжает электроэнергией одноименный микрорайон и другие районы в городе
Актобе, а также Актюбинский рельсобалочный завод, который входит в
программу индустриализ
ации Казахстана.

Основной целью создания СМиУ ПС является повышение надежности и
качества электроснабжения потребителей за счет сокращения количества
аварий путем их предупреждения и локализации, а также исключения
ошибочных действий оперативного и обслужи
вающего персонала. Решение
данной задачи осуществлено за счет следующих факторов:



надежное управление процессом в нормальных, аварийных и
послеаварийных режимах;



повышение коэффициента готовности, показателей надежности и
долговечности электротехнического
оборудования, сокращение затрат на его
диагностику, обслуживание и ремонт;



своевременного предоставления оперативному персоналу достоверной
информации о ходе технологических процессов, состоянии оборудования и
средств управления;



улучшения условий труда эк
сплуатационного персонала;



предоставления персоналу ретроспективной информации для анализа,
оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонта.



14


1

Аналитический обзор современных систем мониторинга и
управления подстанцией (
СМиУ ПС)


1.1

Актуаль
ность применения современных АСУ ПС

Создание и модернизация автоматизированных систем управления в
системе трансформаторных подстанций (ПС) играют важную роль в процессе
управления энергетическими объектами и в процессе передачи и
распределения электроэн
ергии в целом. Современные технические и
программные средства оказывают неоценимую помощь в процессах выработки
и передачи электроэнергии, бесперебойной работе объектов
электроэнергетики, контроле показателей качества электроэнергии,
оптимизации режимов ра
боты энергосистемы.

Обеспечение сохранения устойчивой работы Национальной
электрической сети (НЭС), снижение ущербов при повреждении сетевого
электрооборудования и от недоотпуска электроэнергии потребителям при
возникновении аварий в электросетевом комплек
се, в т.ч. НЭС, в значительной
степени определяется надежной работой систем

мониторинга и управления,

релейной защиты и автоматики (РЗА)
.

Автоматизация подстанции является важным шагом на пути создания
полностью защищенной архитектуры и позволяет операторам сети управлять
пользователями сети, устройствами и трафиком.

Главной целью создания АСУ является не

только

упрощение,
а

также
категориз
ация и стандартизация автоматизируемого процесса, что позволяет
обеспечивать стабильность работы системы, прозрачность её контроля и
анализа слабых мест и
дает
основани
е

для её развития либо свёртывания
(списания, замены).

В современных условиях функционир
ование
объектов
электроэнергетики
и их электросетевых комплексов подчинено единой

концепции



обеспечению надежной и э
кономичной работы при рациональ
ном
расходовании энергоресурсов и бесперебойном снабжении всех ее

потребителей электроэнергией требуемого к
ачества.


1.2

Обзор принципов

построения автоматизированной системы
управления подстанцией

В современных автоматизированных системах управления подстанциями

(АСУ ПС)

используется так называемая
трехуровневая система
, ставш
ая уже

классической схемой (рис
унок
1
.1
).

Верхний уровень (ВУ)



часть комплекса АСУ ПС, устанавливаемая
обычно на пункте управления (ПУ). В масштабе управления, например,
региональными энергосистемами это удаленный диспетчерский центр, откуда
осуществляется мониторинг и управление энер
гообъектами НЭС. В масштабе
подстанции ВУ представлен автоматизированными рабочими местами (АРМ)
дежурного персонала подстанции, которые оснащены серверами сбора
15


информации с устройств подстанции и
SCADA
-
системами для мониторинга и
управления.

ВУ служит дл
я обработки и сбора данных с устройств нижнего уровня и
через сетевые коммутаторы и шлюзы на среднем уровне транслирует на
нижестоящие уровни команды управления.

Средний уровень (СУ)



часть комплекса, устанавливаемая на ПУ и
контролируемых пунктах (КП) и связывающая верхний уровень в иерархии
комплекса с нижним. СУ выполняет роль координатора или маршру
тизатора
сигналов и команд АСУ.

СУ служит для сбора данных с устройств нижнего уро
вня. Обработав
полученные сигналы, СУ передает их на сервера
SCADA
-
системы на ВУ.

Нижний уровень (НУ)



часть комплекс
а, устанавливаемая обычно на КП.
На НУ как правило располагается микропроцессорные устройства релейной
защиты и автоматики (МП УРЗА) и раз
личные измерительные преобразователи
и датчики, целью которых является управление и непосредственный съем
данных с первичного оборудования подстанции.

В многоуровневой системе
НУ

может называться
программно
-
технический комплекс (ПТК)

телемеханики, стоящий

ниже по иерархии
построения системы. Контроль и управление системой ос
уществляют с пункта
управления (ПУ)
, где находятся диспетчер (или оператор)

подстанции
,
инженерный компьютер (ИК) и мнемонический щит (или мнемосхема ТП).

Пункт управления



в АСУ ПС эт
о место
расположения

диспетчерского
дежурного персонала, оборудования для
сбора

и обработки
данных

с

контролируемых пунктов.

Как правило, по термином ПУ подразумеваются
программно
-
логические контроллеры (ПЛК) и серверы, которые
непосредственно выполняют сб
ор и первичную обработку информации,
поступающей от КП.

Задачами ПУ

являются
:



прием данных с контролируемых

пункт
ов

по
различным
каналам
связи;



осуществление

опроса
контролируемых пунктов
при использовании
определенного

канала связи для подключения неско
льких таких пунктов;



передача на контрол
ируемый

пункт команд управления;



передача и прием команд
SCADA
-
системы
;



передача, переадресация данных на ВУ и прием команд с ВУ в
трехуровневых

системах;



преобразование, фильтрация и передача данных для оборудования

и
систем других производителей, в случае их интеграции

в единую систему
.

16




Рисунок

1
.1



Структура
АСУ

ПС


Для реализации
перечисленных

выше

задач контроллеры
контролируемых пунктов необходимо оснастить соответствующими
микропроцессорами и программным обеспечением (ПО). При помощи
параметрирования и перенастройки ПО можно изменить конфигурацию
системы, алгоритмы обработки и протоколы обмена да
нными в процессе
функционирования системы. Специальные программы
-
конфигураторы,
установленные на ИК, позволяют легко и гибко настроить ПУ.

П
рограммы и
настройки

в современных ПУ

хранятся на постоянных запоминающих
устройствах (ПЗУ) серверов
и на

внутренней

FLASH
-
памяти контроллеров,
что
позволяет выполнить

быстрый запуск системы и
ее
восстановление в случае
аварийных
сбоев.

Устройства управления и контроля находятся на одном или нескольких
КП.
Контролируемый пункт



в АСУ П
С это место размещения объектов
уп
равления, а также технических устройств
, выполняющ
их

функции контроля
и управления,

обычно называемых контроллерами

КП.

Назначением контроллеров КП является
сбор данны
х с первичного
оборудования ПС (с помощью опроса измерительных преобразователей и
датчик
ов) и их передача на ПУ (команды телесигнализации (ТС) и
телеизмерения (ТИ)), а также он осуществляет поступающие от ПУ команды
телеуправления (ТУ). На крупных объектах (большие высоковольтные
электрические подстанции) обычно расположено от двух и более ко
нтроллеров
КП.

17


Каждый из контроллеров КП обладает своим индивидуальным
логическим номером (индексом), который называется номером или адресом
КП. Он служит для точн
ой идентификации каждого устрой
с
т
ва.

Современные контроллеры практически все уже оснащены
выс
окочастотными микропроцессорами и работают по заданной программе.
Программное обеспечение
ПЛК выполняет

функции

сбора данных (фильтрует
дребезг контактов ТС и ослабляет сетевые наводки на цепи ТИ),
осуществляет

буферизацию событий перед
их
выдачей в канал
связи.


Данные контроллеры благодаря своим базовым функциям (ТИ, ТС и ТУ)
позволяют выполнить интеграцию в систему различных электронных
устройств и подсистем: приборов учета энергии, устройств РЗА, систем
сигнализации и пожаротушения и т.п. Например, ПЛК
-
ы осуществляют сбор
показаний с электронных счетчиков и далее отправляют их на устройства
среднего и верхнего уровней АСУ ПС по единому каналу связи телемеханики.


Взаимодействие между КП и ПУ осуществляется по телемеханическому
каналу связи. Может исполь
зоваться простая физическая линия, выделенный
телефонный канал, оптоволокно и т.п.
Каждое подключаемое устройство
должно иметь индивидуальный адрес или номер.

Данные между КП и ПУ передаются короткими информационными
массивами, называемыми посылками, кадра
ми или фреймами. Фреймы
содержат адресную часть и специальный проверочный код, который необходим
для выявления искажений в процессе передачи. А адрес необходим для
идентификации
измеряемых параметров в рамках всей системы
. Один из
методов подсчета контроль
ной суммы используется для защиты передаваемых
данных.

Порядок обмена фреймами и метод кодирования отсылаемых данных
называется протоколом обмена. При выборе протокола основным критерием
является его надежность, т.е. возможность транспортировать данные без

их
искажения и способность выполнения повторной пере
дачи в случае какого
-
либо сбоя.

Оборудование телемеханики на КП выполняет сбор данных с объекта
посредствам измерительных преобразователей и датчиков. В качестве датчиков
могут быть выбраны обычные двухпозиционные переключатели, положение
которых меняется в соответствии с объектом монито
ринга и управления
(включен/выключен, нормальный/аварийный режим работы и т.п.).
Соответствующий контроллер следит за положением датчиков и при
срабатывании хотя бы одного из них отсылает на
ПУ фрейм, который
называется телесигналом. После чего контроллер
ПУ, получив данный сигнал,
передает его на сервер АРМ оператора и мнемонический щит.
Соответствующая программа А
РМ оператора изменяет изображение объекта
управления на схеме монитора или щита и предупреждает оператора звуковым
сигналом.


Для количественно
й оценки состояния объекта мониторинга и
управления используются преобразователи. Они служат для преобразования
18


физических параметров (сила тока, напряжение, мощность, частота) в
нормированные электрические сигналы. Затем в цифровом виде контроллер КП
пере
дают данные значения на ПУ. Аналогичным образом сигналы ТИ и ТС
поступают на сервер АРМ оператора.
SCADA
-
система отслеживает значения
приходящих измерений и сигнализирует о превышении критичес
кого порога
(значения уставки).

Телесигнализация

(ТС)
(
Digital

Input

(
DI
))
-

сигналы событий (в том числе
тревоги), передаваемые в качестве составной части передаваемой
телеинформации. Служат для дистанционного контроля состояния объекта.
Для получения таких данных объект необходимо оснастить датчиками. Как
правило ис
пользуются двухпозиционные или многопозиционные
переключатели в зависимости от сложности объекта.

Телеизмерения

(ТИ) (
Analog

Input

(
AI
))
-

сигналы со значением
параметров, характеризующих режим электрической сети и состояние сетевого
оборудования, являютс
я составной частью передаваемой телеинформации

Телеуправление

(ТУ) (
Digital

Output

(
DO
))


сигналы дистанционного
управления, осуществляемого оперативным (оперативно
-
диспетчерским)
персоналом с удаленного пункта управления с использованием телемеханики.
О
ператор при необходимости вмешательства в контролируемый процесс
посредствам АРМ выдает команду ТУ в единую систему. С АРМ команда ТУ
через устройства среднего уровня поступает на контроллер КП. После чего
ПЛК проверяет достоверность поступи
вшего
сигнала
,
выдает электрический
сигнал для включения/отключения исполнительного механизма, после чего
отправляет на ПУ обратный сигнал о выполнении исходной команды. Как
правило команды ТУ являются бинарными: «включить» и «отключить». Для
защиты
от искажений
выдаваем
ых команд ТУ

при их передаче используется
специальное кодирование.


Нынешние контроллеры

могут
принимать

данные не только с

преобразователей

и датчиков
, но и с
современных
микропроцессорных
устройств, например

устройства РЗА и учета
. Для с
вязи

с такими устройствами
используют

один из локальных интерфейсов, например, RS
-
485.
Обмен
данными

осуществляется при помощи

одного из совместимых протоколов,
например МЭК 61850, МЭК 870
-
5
-
101, МЭК 870
-
5
-
103, МЭК 870
-
5
-
104 и
Modbus.

Достоверность

сигналов ТИ

и ТС

обеспечивается за счет вв
ода

в
фреймы

кодов защиты. Обычно переда
ется

контрольн
ая

сумм
а

данных. Наиболее
надежными
считаются

контрольные суммы, реа
лизуемые на основе
контроллеров
или микроконтроллеров.

Контроллер

(англ. Controller


регулятор, устрой
ство управления
)


техническое устройство
, с помощью которого в телемеханике и
в АСУ

измеряют
различные физические параметры
, а также
транспортируют

данные

и сигналы

по каналам связи, п
одают

на объект управляющие воздействия,
а
также применяют

в качестве л
окального автоматического регулятора.
Современные
контроллеры

уже
оснащены микропроцессорной начинкой,
19


которая позволяет

программировать
его

на решение
определенных

задач,
отсюда

вытекают

друг
ое

названи
е
: программируемые логические контроллеры
(ПЛК).
Таки
е ПЛК обладают мощными процессорами с низким
энергопотреблением.

Мнемосхема

(или мнемонический щит)


пассивная схема
контролируемого объекта с активными элементами,
которые отображают
текущее состояние объекта. Мнемосхема или мнемонический щит являю
тся
со
ставной част
ью системы телемеханики и АСУ ПС, а также могут
использоваться

для наглядного отображения состояния крупных систем,
имеющих в своем составе

до нескольких тысяч объектов контроля. Например,
мнемонические щиты (схемы) используют для оборудования
диспетчерских
пунктов крупных энергетических систем

(рисунок 1.2)
.




Рисунок

1.
2



Диспетчерский центр энергетической системы



На лицевой стороне схемы рисуют или выкладывают специальными
активными элементами схему контролируемой системы. Ими управляет
дежурный диспетчер. В основном на схему выводят информацию двух типов:
телеизмерения
и
телесигнализацию
. На больших щитах
чаще вс
его

использу
ется
модель так называемого «темного щита»:
световой
индикатор
начинает мигать при изменении состояния ТС, после квитирования индикатор
остается гореть,
только
после приведения схемы в соответствие с
изменившимся состоянием индикатор гаснет. Ин
формация на схеме может
вводиться как по командам ручного ввода от
дежурного
диспетчера системы
(через АРМ), так поступать и в автоматическом режиме (с АСУ или ПУ
комплекса телемеханики).

20


1.3

Обзор существующих
систем мониторинга и управления
подстанцией

Научно
-
библиографический поиск проводился для обзора современных
идей, методов и примеров практического построения информационных и
информационно
-
управляющих систем для
диспетчерского контроля и
управления техническими объектами
.


1.3
.1

Система мониторинга и управления подстанциями
PACiS
.

Система мониторинга и управления подстанциями
PACiS

является
техническим продуктом одной из крупнейших компаний в энергетике


компании
AREVA

(на данный момент этот продукт является собственностью
компании Schneider Electric)
.

PACiS принадлежит к последн
ему поколению
систем управления
электроэнергетическими объектами. Благодаря
повышенной гибкости и масштабируемости система PACiS может
использо
ваться, как для автоматизации одной ячейки распределительного
устройства (РУ), так и для автоматизации нескольких подстанций, включая
генерирующие объекты и распределительные сети, а также включая
промышленные объекты.

1.3
.1.1 Архитектура системы
.

Система
управления PACiS за счет своей гибкости позволяет предложить
большое количество разнообразных решений для защиты, автоматизации,
контроля и управления электрическими подстанциями разного класса
напряжения. Система PACiS предназначена для установки, как на
новые
объекты, так и для модернизации уже существующих объектов. Это возможно
в силу того, что система включает в свой состав набор специализированных
функций и характеристик, облегчающих расширение системы и сокращающих
до минимума время, необходимое на а
даптацию баз данных при модернизации.
В основу системы PACiS заложена гибкая архитектура, допускающая
реконфигурацию функций, эксплуатационных параметров и пространственно
-
физического распределения внутри одной или нескольких электрических
подстанций.


Осн
ову архитектуры системы
PACiS

(рисунок 1.3)

составляют несколько
устройств, связанных между собой по сети Ethernet и/или по вторичным
коммуникационным сетям связи.

Сети связи являются волоконно
-
оптическими или электрическими
сетями типа Ethernet (протоколы МЭК 61850, МЭК 60870
-
5
-
104) или
вторичными коммуникационными сетями стандарта RS232/485 (протоколы
MOBUS, МЭК 60870
-
5
-
103; МЭК 60870
-
5
-
101).

Устройства классифиц
ируются по следующим типам: терминалы
релейной защиты, устройства мониторинга, коммутаторы, контроллеры ячеек,
человеко
-
машинные интерфейсы и компьютеры
-
шлюзы.


21




Рисунок

1.
3



Архитектура системы
PACiS



1.3
.1.2 Характеристики системы
.

Стандартная архит
ектура PAC
i
S состоит из группы устройств,
объединяемых по сети связи ETHERNET UCA2/IEC 61850, что позволяет
следующее:



м
аксимально повысить степень функциональной интеграции за счет
быстрого информационного обмена межд
у устройствами (10/100 Мбайт/с);



о
бесп
ечить гибкий обмен информации между устройствами внутри
подстанции или между ними
;



и
нтеграцию устройства сторонних производителей в состав цифровой

системы управления подстанцией;



система
PACIS также обеспечивает подключение к вторичным
коммуникационным
сетям связи (RS485, RS 232 и RS422). За счет ее гибкости
и наращиваемости архи
тектуры возможны такие варианты;



о
т простой конфигурации системы PAC
i
S. Система представляет собой
простую компьютерно
-
объединенную сеть с терминалами РЗА,
22


интегрированными в
данную сеть посредством следующих протоколов: МЭК
60
870
-
5
-
103, МЭК 60870
-
5
-
101, MOD
BUS;



п
ростая конфигурация системы PAC
i
S;



д
о

полной архитектуры системы PAC
i
S. Архитектура расширена с
использованием сети ETHERNET и таких протоколов дистанционного
управлен
ия МЭК 61850, М
ЭК 60870
-
5
-
104, МЭК 60870
-
5
-
101.

Достоинства системы:



г
ибкая архитектура
;



в
ысокий уровень стандартизации
;



е
диный унифицированный инжиниринговый инструментарий
;



в
ысокая надежность (двойная оптоволоконная системная шина,
распределенная система
, работа с двумя базами данных, возможность горячего
резерва основных компонентов).

Компоненты системы
:



и
нтерфейс оператора PACiS OI
;



к
онтроллеры присоединений MiCOM С264
;



и
змерительные центры (MiCOM Мххх)
;



т
ерминалы РЗА (MiCOM Рххх)
;



ш
люз для связи со
SCAA системами PACiS GTW
;



е
диный унифицированный конфигуратор системы PACiS SCE
;



т
ерминал RTU (MiCOM C264
-
R)
;



к
оммутационное оборудование (MiCOM Нххх)
.

1.3
.2

Автоматизированная система управления подстанцией

MicroSCADA SYS 600C
.


Система SYS 600C



решение компании АББ в области защиты и
автоматизации, которая обеспечивает надежную передачу и распределение
электроэнергии. Для обеспечения решений, способных взаимодействовать и
соответствовать требованиям завтрашнего дня, ПТК
SYS

600
C

предназначен
д
ля реализации основных положений стандарта МЭК 61850.


Система представляет собой многофункциональную открытую
программно
-
аппаратную среду для построения автоматизированных систем
контроля и управления распределенными объектами энергетического
назначения.
Может применяться для разработки автоматизированных систем
различного назначения:



п
одстанций;



э
лектрических сетей;



с
истем учета энергоресурсов предприятий;



с
истем диспетчерского управления.

Система MicroSCAA
SYS

600 специально разработана для решения
задач автоматизации и диспетчерского управления в энергетике и полностью
адаптирована к современным услови
ям. На сегодняшний день, например
только в России находятся в эксплуатации около 200 систем на базе
MicroSCAD
A. Система MicroSCAA
SYS

600 является право приемником
23


отлично зарекомендовавшей себя системы MicroSCAA. В результате
оснащения энерго
объектов системами автоматизации, микропроцессорными
средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигае
тся
существенный экономический эффект за счет оп
тимизации режимов
производства, передачи и распределения энергии, предотвращения аварийных
ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения.

1.3
.2.1 Архитектура системы
.

Компактная система SYS 600C об
ладает проверенными
функциональными возможностями MicroSCAA Pro для контроля и
управления первичным и вторичным оборудованием в темпе протекания
технологического процесса. Устойчивая к сбоям и компактная система
является идеальным решением для использован
ия в жестких условиях
окружающей среды, как на передающих, так и на распределительных
подстанциях. На нее можно рассчитывать везде, где требуются оперативные
данные в режиме протекания процесса, а также там, где соответствующий
технический уровень возможно
стей мониторинга и управления является
критически важным.

MicroSCAA Pro SYS 600C не содержит движущихся частей или других
слабых элементов. Масштабируемость и современная архитектура системы

(рисунок 1.4)

позволяют ей легко адаптироваться и расширяться: с
истему легко
можно использовать в качестве шлюза для связи между сетями, в качестве
системы управления с ИЧМ или в качестве коммуникационного сервера, как в
промышленности, так и в электроэнергетике.



Рисунок

1.
4



Архитектура системы
MicroSCADA

SYS

600
C



24


Верхний уровень
.

Построен на базе технологии клиент
-
сервер и организует человеко
-
машин
ный интерфейс АСУ. Для увеличения надежности базовые компьютеры,
как правило, работают в режиме горячего резервирования. Для синхронизации
элементов верхнего уровня А
СУ при
меняется отдельный приемник GPS/ГЛО
-
НАСС и используется протокол SNTP. Все АРМ оснащаются принтерами для
распечатки событий, отчетов, ведомос
тей и т.п.

Средний уровень
.

Обеспечивает вторичную обработку и распределение информации. В
част
ности, собр
анная с устройств нижнего уровня информация передается
процес
сорами связи на базовые компьютеры для отображения и регистрации, а
также в шлюз для передачи на высшие уровни управления. Для увеличения
надежности шлюз может работать в режиме горяче
го резерв
ирования.

Нижний уровень
.

Обеспечивает сбор и первичную обра
ботку сигналов и реализует
управление. Нижний уровень, главным образом, образуют терминалы серии
IE 670. Все технические средства ПТК (за исключе
нием АРМ персонала)
размещаются в шкафах, что
обеспечивает рациональное использование
помещений, защиту от пыли и несанкционированного доступа. Технические
средства ПТК максимально унифицированы и типизированы, что позволяет до
минимума сократить замену устройств и упростить эксплуатацию ПТК. АРМ
опе
раторов служат для контроля и опе
ративного управления оборудованием,
работы с устройствами РЗА, админист
рирования системы и выполнения других
функций.

1.3
.2.2
Характеристики системы
.

Компьютеры верхнего уровня ПТК ра
ботают под управлением
операционной с
истемы Windows. Связь между ними в пределах объекта
осуществляется по сети Ethernet с протоколом TCP/IP. Архи
тектура ПТК
является масштабируемой, что позволяет строить на единой плат
форме
системы различной сложности: от минимальной конфигурации, где фун
кции
базового сервера, процессора свя
зи и АРМ совмещены на одном ПК, до
распределенных многоуровневых систем с несколькими базовыми
компьютерами, выделенными процессорами связи, АРМ различного
назначения, резервировани
ем технических средств.

Микропроцесс
орные терминалы РЗА выполняют, помимо защитных
функций, также функции сбора данных и передачи их на верхний уровень. УСО

(устройство связи с объектом)

обеспечива
ют ввод в систему сигналов (ТИ, ТС,
ТУ), не охваченных терминалами МП РЗА. В качестве УСО исп
ользуются
устройства RTU560, терминалы управления REC670. В АСУ на базе ПТК
MicroSCAA Pro по открытым протоколам и стандартным физическим
интерфейсам интегриру
ются как устройства нижнего уровня производства
компании «АББ Автомати
зация» и зарубежных пред
приятий АББ, так и
25


оборудование других производите
лей. При этом АББ Автоматизация стре
-
мится обеспечить максимальную унифи
кацию проектных решений и
сервисных функций, обеспечиваемых ПТК для всех
типов устройств нижнего
уровня.

Функции АСУ на базе MicroSC
ADA
:



контроль состояния и дистанционное управление объектами
автоматизации в режиме реального времени;



формирование предупредительных и аварийных сигналов и
сообщений;



формирование архивов событий и параметров и их визуализация на
экране в табличной и граф
ической форме (тренды, отчеты) по запросу
оператора;



протоколирование событий и действий оператора;



разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным;



локализация мест повреждений;



динамическое представление режимов работы энергообъекта;



автомат
ическое и полуавтоматическое выполнение заранее
разработанных последовательностей переключений с контролем правильности
операций;



реализация механизма блокировки от ошибочных действий при
управлении устройствами;



автоматическая самодиагностика состояния об
орудования ПТК;



оперативное ведение списка блокировок по управлению,
сигнализации, сообщениям;



идентификация аварийных сообщений и сигналов в зависимости от их
важности;



оперативная блокировка/разблокировка сигналов и управляющих
команд по группам и подгру
ппам устройств;



возможность централизованного управления уставками терминалов
МП
У
РЗА;



ведение системного времени с привязкой к астрономическому

с
точностью +/
-

1 мс.



26


1.4

Постановка задачи

Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на
современной цифровой технике коренным образом повышает качество и
быстродействие

процессов производства, передачи и распределения
электроэнергии. Автоматизированная система управления электропод
станции
играет ключевую роль в повышении надежности отраслей энергетики.

Система Мониторинга и Упра
вления подстанцией (СМиУ ПС)
предназначена для контроля и управления электротехническим оборудованием
подстанции, сбора данных о текущем состоянии оборудован
ия и передачи
информации на верхние уровни диспетчерского управления (РДЦ).
Выполнение функций контроля и управления позволяет производить сбор,
обработку, визуализацию и передачу на диспетчерские пункты верхнего уровня
информацию о состоянии основных комм
утирующих устройств и иную
оперативную информацию, а также оперативное управление технологическим
оборудованием.

Целью

данного дипломного проекта является разработка проектной
документации и реализация автоматизированной системы мониторинга и
управления эл
ектроподстанцией «Акжар
-
2» 220кВ в SCAA
-
системе
.

В соответствии с поставленной целью рассмотрены следующие
задачи
:



в
ыполнить аналитический обзор современных систем мониторинга и
управления подстанцией (СМиУ ПС);



в
ыполнить обзор принципов построения АСУ ПС
;



в
ыполнить обзор существующих СМиУ ПС;



р
азработать архитектуру СМиУ ПС
«Акжар
-
2» 220кВ
на базе ПТК
Sicam

Pas
;



п
одобрать техническое оборудования и программное обеспечение
СМиУ ПС на: нижнем, среднем и верхнем уровнях структуры СМиУ ПС;



р
еализовать автомат
изированную систему диспетчерского управления
подстанцией
«Акжар
-

(АСДУ ПС) в
SCADA
-
системе
WinCC
;



в
ыполнить технико
-
экономическое обоснование проекта;



р
ешить вопросы безопасности жизнедеятельности персонала
ПС
.



27


2

Разработка автоматизированной системы
мониторинга и
управления электрической подстанцией

на базе ПТК
SICAM

PAS


2.1

Описание
системы

Система мониторинга и управления подстанцией
SICAM

PAS

(далее
СМиУ) представляет собой открытую, с модульной структурой
телемеханическую систему и систему технол
огического управления для
подстанций. Специфические функции системы телемеханики дополняются
функциями свободно программируемой системы автоматизации. СМиУ
позволяет решать разнообразные задачи автоматизации.

Возможности взаимодействия между системами и ин
теграция их в
единый комплекс помогают потребителю избежать проблем интеграции
различных компонентов в единую систему, а также облегчить процесс
проектирования.

Обоснование выбора
SICAM PAS
.

В данном дипломном проекте была выбрана система мониторинга и
упр
авления подстанцией
SICAM

PAS
.
SICAM

PAS

является техническим
продуктом компании
Siemens

в области автоматизации в энергетике. Сравнивая
СМиУ
SICAM

PAS

с другими схожими ПТК (
PACiS
,
SYS

600) сложно увидеть
какие
-
либо сильные

технические

различия, преимущества и недостатки, т.к.
данные системы обладают схожими типовыми архитектурами, выполняю одни
и те же требуемые функции

и задачи
, и оснащены
схожим оборудованием.
Поэтому

выбор

СМиУ
SICAM

PAS

обоснован следующим:



компания
Siemens

являетс
я одним из мировых лидеров в области
автоматизации в энергетике, в частности в Казахстане
TOO

«Сименс» активно
работает уже 19 лет. За это время она заработала у нас репутацию надежного и
ответственного исполнителя;



в

отрасли электроэнергетики в данное вре
мя ключевую роль выполняет
обслуживание энергообъектов. За счет наличия развитой сети филиалов
компании
Siemens

в крупнейших городах Казахстана

(Астана, Алматы,
Атырау, Темиртау)
Siemens

имеет преимущество в отличии от своих главных
конкурентов (
ABB
,
Schne
ider

electric
). ТОО «Сименс» осуществляет
проектирование, сборку, монтаж, пуско
-
наладку оборудования и систем
автоматизации, а не только продажу оборудования к
ак другие конкурентные
компании;



благодаря
собственной сервисной базе в городе Алматы сборка
элек
тротехнического оборудования, шкафов РЗА и СМиУ осуществляется
местными специалистами. За счет чего
доставка, ремонт, замена и
послеаварийная наладка оборудования энергообъекта выполняется за
минимальные сроки.




28


2.2

Назначение
системы

Система Мониторинга

и Управления подстанцией (СМиУ ПС) ПС
предназначена для контроля и управления электротехническим оборудованием
подстанции, сбора данных о текущем состоянии оборудования и передачи
информации на верхние

(региональные)

уровни диспетчерского управления
(
РДЦ
)
. Выполнение функций контроля и управления позволяет производить
сбор, обработку, визуализацию и передачу на диспетчерские пункты верхнего
уровня информацию о состоянии основных коммутирующих устройств и иную
оперативную информацию, а также оперативное упр
авление технологическим
оборудованием.

Основные функции, реализуемые в рамках СМиУ ПС:

-

прием и обработка дискретной информации о состоянии оборудования
РУ 220/
110/
10кВ и технологических событиях;

-

технологическая аварийно
-
предупредительная сигнализация
;

-

прием и обработка аналоговой информации;

-

передача оперативной информации на диспетчерские пункты;

-

регистрация аварийных событий;

-

архивирование оперативной информации (события и измерения);

-

синхронизация компонентов системы;

-

тестирование и сам
одиагностика компонентов системы;

-

логика резервирования;

-

защита информации;

-

удаленный доступ к интеллектуальным устройствам защиты и
управления ячейкой.


2.
3

Разработка архитектуры СМиУ ПС на базе ПТК Sicam Pas

Архитектура и основные принципы
построен
ия СМиУ ПС

на базе ПТК

SICAM PAS

(рисунок 2.1)

обеспечивае
т гибкое развитие системы для решения
функциональных задач с целями повышения эффективности
функционирования и эксплуатации оборудования и перспективного
расширения подстанций. К числу таки
х задач можно отнести:



Надежный и непрерывный контроль процессом и состоянием
оборудования на подстанции, благодаря надежной реализации нового
программного алгоритма резервирования;



диагностика силового оборудования;



контроль неисправностей устройств РЗА

и собственных узлов
системы СМиУ
;



контроль правильности выполнения оперативных переключений с
блокировкой ошибочных операций;



Автоматическое регулирование;



Модификация и расширение программной логики и аппаратного
обеспечения СМиУ без прерывания выполнени
я текущих задач процесса
мониторинга и управления.

29


СМиУ ПС

(рисунок 2.1)

состоит из следующих компонентов:



пяти шкафов с основным и вспомогательным оборудованием;



двух серверов визуализации процесса
SICAM

PAS

CC

для АРМ
дежурного персонала;



двух принтеров (для
АРМ дежурного персонала

и АРМ РЗА);



одной рабочей станции для АРМ персонала РЗА;



коммуникационных сетей с подключенными микропроцессорными
устройствами.

Архитектура СМиУ ПС «Акжар
-
2» обеспечивает выполнение
следующих требований к надеж
ности и средствам связи:



р
езервирование основных аппаратных компонентов СМиУ;



р
езервирование каналов связи с микропроцессорными устройствами и
каналов связи с центрами управления (РДЦ);



к
омпоненты СМиУ и система связи функционируют в непрерывном
режиме
круглосуточно;



к
омпоненты СМиУ удовлетворяют требованиям, предъявляемым к
многокомпонентным, многоканальным, ремонтопригодным и
восстанавливаемым системам;



п
ередача информации в центры управления осуществляется с
использованием протокола МЭК 60870
-
5
-
101, М
ЭК 60870
-
5
-
104;



д
ля связи СМиУ с интеллектуальными устройствами на ПС
используется международные протоколы МЭК 61850, МЭК 60870
-
5
-
103
(только для связи с измерительными датчиками) и МЭК 60870
-
5
-
104 (для связи
с ПЛК
SICAM

TM
1703
mic
). СМиУ
SICAM

PAS

поддерж
ивает также
следующие коммуникационные протоколы
Profibus

FMS
,
Profibus

DP
,
Modbus
,
DNP

v
3.00,
SINAUT

LSA
-
ILSA
,
CDT
,
TG
8979;



п
ри отказах в СМиУ и системах связи исключены ложные
управляющие воздействия;



п
осле восстановления работоспособности элементов
СМиУ и системах
связи обмен информацией восстанавливается автоматически;



п
омехозащищенность средств связи обеспечивается использованием
электрического экранированного кабеля и оптоволоконного кабеля.


30



Рисунок

2.1



Разработанная а
рхитектура СМиУ ПС

«Акжар
-

31


2.4

Задачи СМиУ ПС


СМиУ ПС обеспечивает выполнение следующих
основных задач:



п
олучение и контроль данных на уровне ПС;



в
ыбор приоритетного уровня управления
;



п
редотвращение подачи команд с нескольких пунктов управления
одновременно;



п
редотвращение многократного выполнения операции
;



р
еализация разных уровней доступа
для центров управления;



у
правление коммутационными аппаратами 220/110/10 кВ, приводами
РПН (регулирование под нагрузкой) автотрансформаторов и изменение
активной группы уставок устройств

РЗА

дистанционно с рабочего места
оператора подстанции, а также с дис
петчерских центров с контролем
выполнения команд;



л
огическая блокировка управления коммутационными аппаратами с
отображением данного состояния на экране системы визуализации (Запрет
управления коммутационными аппаратами ячейки, если, например, на
присоедин
ении ведутся ремонтные работы);



л
огический вывод ячейки в ремонт с отображением данного состояния
на экране системы визуализации и запоминанием информации о состоянии
коммутационных аппаратов (позволяющий заблокировать все поступающие
сигналы из цифровых у
стройств защиты и управления, в случае испытаний,
замены и т.д.);



р
учная установка положений коммутационных аппаратов, в случае
если источник сигналов (микропроцессорное устройство) неисправен;



п
олучение

следующих

дискретных

сигналов
:



п
оложения
выключателей, разъединителей и ножей заземления по
всем ячейкам с выключателем 220/110/10 кВ;



п
оложение разъединителей и заземляющих ножей в ячейках ТН
220/110/10 кВ;



п
одстанционная сигнализация (Сигналы от ЩПТ, ЩСН, панелей
ПА, пожаротушения и др.).



д
инам
ическая окраска элементов коммутационного оборудования;



о
тображение разными цветами элементов сети различных уровней
напряжений;



р
егистрация предусмотренной дискретной информации в списке
событий, включая информацию о срабатываниях устройств РЗА, месте
по
вреждения и события управления коммутационными аппаратами;



о
беспечение хронологической последовательности событий с
точностью
1
мс
;



с
инхронизация времени;



р
егистрация аварийных событий в списке Аварий;

32




ф
иксация спонтанных событий и квитирования положения с
игнальных
индикаторов;



а
ктивизация сигнала тревоги при поступлении аварийных сообщений
и сообщениях неисправности, в том числе при фиксации спонтанных
отключений выключателей;



с
ортировка информации в архиве событий, по различным критериям,
связанные с
конкретным объектом, по дате или времени или связанные со
срабатыванием устройств РЗА и т.д.;



о
беспечение получения и отображения следующей информации от
РЗА:



наименование ячейки
;



тип устройства РЗА;



вид срабатывания
;



зона защиты (если имеется)
;




информация о показателях повреждения.



п
олучение данных о различных неполадках;



п
ечать отсортированных архивов событий;



п
ечать экранов с мнемосхемами;



п
ечать отчетов анализа повреждений
;



п
олучение следующих телеизмерений:



н
апряжение на шинах 220/110/10 кВ;



п
оложение РПН силовых трансформаторов и контроль
срабатывания;



а
ктивная мощность на линиях 220/110/10 кВ;



р
еактивная мощность на линиях 220/110/10 кВ;



т
оки на линиях 220/110/10 кВ;



т
оки на линиях и через секционные выключатели 220/110/10 кВ;



ч
астота
;



c
os

.



д
ля выбранных измерений обеспечение сравнений с допустимыми
граничными пределами такими как:



м
инимальное

значение
;



м
аксимальное значение
;



г
раница предупреждения
;



г
раница тревоги
.



о
беспечение возможности задавать арифметические функции для
вычисления и
записи в архив аналоговых значений;



и
змерения могут быть отражены в табличной форме, а также на
экранах со схемами ПС;



д
остоверизация отображаемых измерений;



д
оступ к архивам событий и аналоговой информации;



с
бор и архивирование аварийных осциллограмм;

33




п
е
редача информации в вышестоящие центры управления;



п
редоставление или отмена разрешений удаленного управления;



у
даленный дост
уп к инженерной рабочей станции.


2.5

Выбор технических средств

СМиУ ПС

«Акжар
-


2.5.1

Нижний уровень СМиУ ПС
.


Нижний уровень СМиУ ПС представлен микропроцессорными
устройствами релейной защиты и автоматики (МП РЗА)
SIPROTEC

(рисунок
2.2)

и универсальными измерительными преобразователями
SIMEAS

T
.

МП РЗА
SIPROTEC



это комплекс автоматических устройств,
предназначе
нных для быстрого (при повреждениях) выявления и отделения от
электроэнергетической системы повреждённых элементов этой
электроэнергетической системы в аварийных ситуациях с целью обеспечения
нормальной работы всей системы. Действия средств релейной защиты

организованы по принципу непрерывной оценки технического состояния
отдельных контролируемых элементов электроэнергетических систем. РЗА
осуществляет непрерывный контроль состояния всех элементов
электроэнергетической системы и реагирует на возникновение п
овреждений и
ненормальных режимов. При возникновении повреждений РЗА должна
выявить повреждённый участок и отключить его от ЭЭС, воздействуя на
специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов
повреждения (короткого замыкания).

На кажд
ой стороне ЛЭП должен устанавливаться комплекс РЗА,
состоящий не менее чем из двух устройств релейной защиты

(рисунок 2.3)
.

При этом микропроцессорный терминал релейной защиты, независимо от
количества выполняе
мых функций, является одним устройством релей
ной
защиты. Все устройства РЗА должны реализовы
вать функцию
быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий. В составе
комплекса РЗА на каждой стороне ЛЭП, как минимум, одно устройство должно
выполняться на принципе ступенчатых защит с реализаци
ей быстродействия с
помощью разрешающих (блокирующих) сигналов.

На каждый выключатель устанавливается по одному терминалу
управления типа 6M66 c функцией резервирования отказа выключателя
(УРОВ).

Релейная защита является основным видом электрической автом
атики,
без которой невозможна нормальная работа энергосистем.

34




Рисунок

2.2



Устройства РЗА



Логика блокировок.

Реализация логических функций блокировок от ошибочных действий
персонала при управлении коммутационными аппаратами выполняется на
уровне
микропроцессорных устройств SIPROTEC, используя GOOSE
-
механизм передачи информации в сети E
THERNET для протокола МЭК 61850
.




Рисунок

2.3



Шкаф
ы

РЗА


35


Шкаф СМиУ №5

(шкаф учета). Измерения электрических величин
осуществляются с применением измерительных датчиков
SIMEAS

T

с классом
точности 0.5

(рисунок 2.4)
.




Рисунок

2.4



Универсальный преобразователь
Simeas

T



Универсальный преобразователь SIMEAS T позволяет из
мерять все
электрические величины в любой сети с помощью одного устройства. Любые
необходимые измеренные значения (ток, напряжение, активная мощность,
частота и т.д.) могут быть направлены на любой из трёх аналоговых выходов в
любом необходимом диапазоне.

Для подключения датчиков к информационной сети используется
протокол МЭК 60870
-
5
-
103 и топология “электрическая шина”. Подключение
устройств
c

протоколом МЭК 60870
-
5
-
103 к сети
Ethernet

осуществляется с
помощью сервера последовательных устройств фирмы
RUGG
EDCOM
.
Топология сети

формируется
c

применением индустриальных
коммутаторов фирмы
RUGGEDCOM

поддерживающие стандарт МЭК 61850.

Для организации связи с устройствами SIPROTEC организуются четыре
двойных оптоволоконных кольца протокола МЭК 61850.
Данная топология
сети позволяет осуществлять резервирование каналов связи с МПУ. Устройства
регулирования положения РПН TAPCON подключены к информационной сети
с использование топологии “оптическая звезда” и протокола МЭК 61850.
Устройство дифференциальной

защиты шин 7SS522 подключается к сети по
протоколу МЭК 61850 по двум резервируемым каналам связи, используя
электрическую витую пару
RJ
-
45.

2.5.2

Средний уровень СМиУ ПС
.

Шкаф СМиУ №1

(ЦКУ


центральное координирующее устройство
)

(рисунок 2.6)

обеспечивается резервируемыми промышленными
компьютерными системами “Станционными модулями”

(
SICAM

Station

Unit
)

обеспечивающие функции центрального координирующего устройства
-

SICAM

PAS

Full

Server

(рисунок 2.5)
.



36




Рисунок

2.5



Станционный модуль
SICAM

Station

Unit



Станционные модули
SICAM

были специально разработаны компанией
Siemens

для решения задач автоматизации и работы на подстанциях с помощью
программного обеспечения
SICAM

PAS
. Основными преимуществами
надежности станционных модулей является отсутствие в конструкции
вентиляторов и вращающихся частей (информация хранится на
энергонезависимых флэш
-
картах), установка двух блоков питания широкого
диапазона входного напряжения. Такж
е данные компьютерные системы
прошли тест на электромагнитную совместимость и изготовлены в
соответствии со стандартами
DIN

EN

ISO

9001 и
DIN

EN

ISO

14001.

Программное ядро SICAM PAS реализует функции конфигурирования,
отладки и диагностики системы, сбор
а данных и преобразования протоколов, а
также является OPC
-
сервером. Ядро системы при необходимости может
дополняться опциональными компонентами: коммуникационными драйверами
для протоколов МЭК 61850, МЭК 60870
-
5
-
101/103/104, Profibus DP/FMS,
Modbus, DNP 3
.0, OPC
-
клиентом и виртуальным контроллером.

Драйверы телекоммуникационных протоколов и OPC в режиме
реального времени обеспечивают регистрацию измерительной информации и
ее передачу на верхние уровни диспетчерского управления. Виртуальный (soft
-
PLC) контр
оллер позволяет реализовать функции анализа и преобразования
полученных данных (нелинейная конверсия, мониторинг ограничений,
расчеты, блоки сравнения) и дает возможность дополнить или
проконтролировать диспетчерское управление автоматическим.

Программное
обеспечение позволяет в режиме реального времени
управлять всеми потоками информации, просматривать и изменять любые
значения параметров, генерировать управляющие воздействия, а также
эффективно производить отладку и диагностику системы.

Для оперативных из
менений параметров Станционных модулей шкаф
комплектуется сервисной консольной панелью

(монитор, клавиатура и мышь).
Всё сетевое вспомогательное оборудование, в том числе приемник сигнала
точного времени системы
GPS

(сервер времени) также располагается в д
анном
шкафу.

В целях повышения надежности SICAM PAS может работать в
конфигурациях с полным резервированием или с резервированием
каналообразующей аппаратуры.

37




Рисунок

2.6



Шкаф СМиУ №1


ЦКУ



Шкаф СМиУ №2

(
УСО
)

(рисунок 2.8)
,

устанавливаемый вблизи от

ЩПТ
и ЩСН, обеспечивается программируемыми отказоустойчивыми логическими
контроллерами нового поколения SICAM TM1703mic

(рисунок 2.7)

для сбора
дискретной сигнализации и сбора измерений от аналоговых датчиков и
вспом
огательным сетевым оборудование
.




Ри
сунок

2.7



ПЛК
SICAM

TM
1703
mic



Посредством бинарных выходов данного ПЛК активизируется
оповещающая
аварийно
-
предупредительная сигнализация
. Данный шкаф
также включает оборудование СГП

(
c
истема гарантированного
электропитания)

по переменному току, состоя
щего из системы ИБП

(источник
бесперебойного электропитания)

и Инвертера.

38




Рисунок

2.8



Шкаф СМиУ №2


УСО



2.5.3

Верхний уровень СМиУ ПС
.


Автоматизированное рабочее место персонала ПС (АРМ)

-

оборудование рабочего места персонала ПС, включающее
специализированные программно
-
технические средства


ПТС для
непосредственной поддержки выполнения персоналом ПС возложенных на
него функций.

На ПС

«Акжар
-


220 кВ с постоянным дежурным персоналом

предусмотрены следующие виды АРМ, размещаемых на самой ПС:



д
ва АРМ дежурного персонала;



АРМ персонала РЗА
.

Каждое АРМ

специализироваться под «свои» задачи и
имеет
соответствующий интерфейс.
Базовым программным обеспечением (ПО) для
всех АРМ является операционная система
Windows

XP

Professional
.

Шкаф СМиУ №3

(рисунок 2.10)
, устанавливаемый на АРМ дежурного
персонала, обеспечивается двумя серверами
SICAM

PAS

CC

(визуализации,
архивирования, контроля и анализа) на ба
зе промышленных рабочих станций
(рисунок 2.9).

39




Рисунок

2.9



Сервер АРМ дежурного персонала подстанции





Для повышения надёжности хранения данных на каждом ПК
выполняется аппаратное резервирование информации жестких дисков. Каждое
АРМ дежурного персонала обеспечивается двумя мониторами, клавиатурой и
манипулято
ром “мышь”, а также строчным и цветным принтерами. Цветной
принтер подключен к общей сети

и может использоваться для нужд
всех предусмотренных АРМ на ПС.




Рисунок

2.10



Шкаф СМиУ №3


АРМ дежурного персонала


АРМ дежурного персонала обеспечив
ается ПО
SICAM

PAS

CC

(оперативное управление, контроль, архивирование и анализ).

Операции со СМиУ на ПС может производить только пользователь,
имеющий необходимые права доступа. Такие права доступа устанавливаются в
40


индивидуальном порядке на АРМ дежурного

персонала и АРМ службы РЗА.
Для доступа к аппаратным элементам СМиУ, таким как Станционные модули
и микропроцессорные логические контроллеры также устанавливаются разные
права доступа для просмотра и производства изменений конфигурации. Для
ограничения в
озможностей удаленного доступа к локальной сети СМиУ через
АРМ службы РЗА дополнительно устанавливаться маршрутизатор с
межсетевым барьером.

Для организации человеко
-
машинного интерфейса в SICAM PAS
используется полнофункциональная версия SCAA
-
системы SI
MATIC
WinCC, дополненная модулями, специально разработанными для
специфических задач оперативно
-
диспетчерского управления в
электроэнергетике. Она предоставляет оперативному персоналу обширные
возможности работы с системой: просмотр информации в виде индик
аторов,
графиков, гистограмм, текстовых сообщений, архивация данных и
формирование отчетов, протоколирование действий пользователей,
диагностика оборудования. Подключаемый программный модуль SICAM
Recpro обеспечивает автоматический сбор осциллограмм с устр
ойств релейной
защиты и возможность их детального анализа с последующим архивированием
на сервере АСУ

ТП.

Шкаф СМиУ №4
, устанавливаемый на АРМ персонала РЗА,
обеспечивается сервером
Incident

Explorer

(скачивания и архивирования
аварийных осциллограмм) на базе промышленных рабочих станций. Данный
шкаф также включает: оборудование СГП по переменному току, состоящее из
ИБП; оборудование защиты межсетевого обмена данными (
firewall
), состоящее
из модуля
SC
ALANCE

S

и вспомогательного сетевого оборудования. АРМ
персонала РЗА обеспечивается монитором, клавиатурой и манипулятором
“мышь”, а также портативным ПК и лазерным принтером. Лазерный принтер
подключён к общей сети
Ethernet

и может использоваться для нужд всех
предусмотренных АРМ на ПС.

АРМ службы РЗА реализуется на базе стандартного программного
обеспечения, предоставляемого производителем устройств РЗА ПО isi
Professional

и
Incident

Explorer

(ПО для скачивания и архивиро
вания аварийных
осциллограмм)

с удаленным доступом к устройствам по единой
технологической сети РЗА и АСУ

ТП (Ethernet TCP/IP).

Таким образом, с АРМ службы РЗА организован релейный сервис,
обеспечивающий:



получения и хранения аварийной информации от релей
ных защит;



возможность передачи осциллограмм;



получение информации о состоянии релейной защиты автоматики;



сбор текущей информации;



дистанционное изменение, как отдельных уставок, так и активной
группы уставок устройств МП РЗА в диалоговом режиме;

41




дис
танционный просмотр конфигурации, уставок, состояний
дискретных входов/выходов, диагностических параметров МП устройств РЗА.

Портативный ПК
,
предназначен
ный

для инженера РЗА
,

обеспечивается
программным обеспечением для осуществления удаленного доступа к
се
рверам
SICAM

PAS

CC

и
SICAM

PAS

Full

Server
, ПО
Digsi

Professional

для
конфигурирования МПУ
SIPROTEC
, а также ПО для параметрирования
SIMEAS

T
, конфигурирования

коммутаторов, приемника точного
времени, сервера последовательных устройств (
RUGGEDCOM

RS
910)
.

Таким образом, Портативный ПК обеспечивается инструментами для
реализаций, следующих функций:



конфигурирование вспомогательных устройств СМиУ,
SIMEAS

T

и
МП

У
РЗА
SIPROTEC
;



конфигурирование устройств
TAPCON
;



параметрирование устройств
SICAM

TM
1703
m
ic
;



диагностика и настройка системы единого времени;



загрузка, подготовка, отладка и обновление программ АРМ;



перенос архивной информации на долговременные носители;



периодическое создание резервных копий основных файлов СМиУ
.

Также существует возможность
удаленно следить и управлять
оборудованием подстанции. Удаленное управление осуществляется с
регионального диспетчерского центра (РДЦ). Передача сигналов
осуществляется посредством спутниковой связи. Для связи с верхними
уровнями управления (РДЦ) предусмат
ривается два канала связи по протоколу
МЭК 60870
-
5
-
104.


2.6

Надежность
разрабатываемой
системы

Надежность СМиУ ПС

«Акжар
-


достигается за счет дублирования
серверов и резервирования коммуникационных связей.

На верхнем уровне используются два
дублированных сервера

SICAM

PAS

CC
, на среднем уровне дублируются
станционные модули

SICAM PAS
-

основной сервер

(F
ull

S
erver
) и интерфейсный процессор

(DIP).


Дублирование серверов, помимо повышения надежности, также
позволяет реализовать схему безударной

модификации системы:

программным
образом один из серверов назначается рабочим, а вся модификация и отладка
системы производится на втором сервере. После перезагрузки, путем экспорта
проектов изменения устанавливаются и на рабочий сервер. Принцип
дублирова
ния (резервирования) является неотъемлемой частью в
автоматизации стратегически важных объектов.

Повышение надежности так же достигается путем резервирования
коммуникационных связей

(рисунок 2.11)
. Во
-
первых, все терминалы защит с
протоколом IEC 61850 имею
т два коммуникационных порта и при пропадании
связи по первому каналу автоматически переходят на работу через второй. Во
-
вторых, дублируются все концентраторы Industrial Ethernet. В
-
третьих, все эти
42


концентраторы объедены в оптическое кольцо, поэтому едини
чный разрыв
связи не влияет на работоспособность системы.




2.7

Реализация автоматизированной системы

диспетчерского
управления подстанцией

«Акжар
-
2» в
SCADA
-
системе
WinCC


2.7.1 Описание
системы
.

Автоматизированная система диспетчерского управления
подстанцией
(АСДУ)



иерархическая

информационная система,
обеспечивающая
обслуживающий (дежурный) персонал подстанции полной информацией о
режиме энергообъекта и предоставляющая возможность безопасного
дистанционного управления техническим оборудованием п
о средствам ПК.


Данный проект АСДУ выполнен в
SCADA

системе
WIN

CC
, которая
является неотъемлемой частью ПТК
SICAM

PAS
.


Основные функции АСДУ

Мониторинг состояния и режимных параметров подстанции на АРМ
дежурного персонала.

Система обеспечивает
:



о
тображение оперативной схемы ПС и режимных параметров на
мониторе АРМ дежурного персонала;



о
тображение графиков (трендов) режимных параметров, текущих и
архивных значений;



з
вуковое и визуальное оповещение о коммутациях силового
оборудования, срабатываниях
защит;



к
онтроль действующих значений режимных параметров по уставкам;



в
едение и просмотр журнала событий за текущие сутки, архивных
данных.

43


Контроль работы РЗА.


Система обеспечивает:



к
онтроль состояния и индикации микропроцессорных терминалов
РЗА,
звуковое и визуальное оповещение о срабатывании защит;



о
тображение графиков действующих значений измеряемых
терминалами РЗА величин;



в
ыдачу команд ВКЛ/ОТКЛ выключателя по цифровым каналам на
терминалы РЗА;



к
онтроль состояния заземляющих ножей, выкатных
тел
ежек, других
сигналов шкафов;



д
истанционный сброс состояния микропроцессорных терминалов
РЗА;



у
даленное параметрирование терминалов РЗА;



с
читывание и анализ осциллограмм аварийных процессов.

Журнал событий.

Система обеспечивает:



п
росмотр оперативных событ
ий, включая работу (взведение) защит,
авторизацию и управляющие воздействия с АРМ дежурного персонала;



п
росмотр архива событий.

Управление коммутационными аппаратами.

Система обеспечивает:



у
правление всем коммутационным оборудованием подстанции с АРМ
дежу
рного персонала;



к
онтроль выполнения команд;



а
вторизацию персонала при выполнении управления оборудованием;



р
егистрацию действий персонала в журнале событий;



з
апрет, разрешение на управление оборудованием с АРМ дежурного
персонала;



з
апрет, разрешение на уп
равление оборудованием с верхнего уровня,
ДП.

Управление РПН трансформаторов.

Система обеспечивает:



у
правление РПН трансформаторов с АРМ дежурного персонала путем
контроля положения отпаек РПН и выдачи команд на изменения.

2.7.2

Главная схема подстанции
.

На главном экране АРМ оператора

(рисунок 2.12)

подстанции

отображена
однолинейная электрическая схема

с РУ разных классов
напряжения для визуализации процесса на электроподстанции 220 кВ. В левой
верхней части отображена схема ОРУ 220 кВ, верхней правой


ОРУ 110 кВ,
нижней правой и левой части


ЗРУ 35 и 10 кВ соответственно. Также на схеме
отображены авт
отрансформаторы (АТ) осуществляющие преобразование
напряжения из
одного класса в другой. Рядом с секционными шинами и на
44


самих линиях напряжения в ячейках отображаются соответствующие
параметры: значения силы тока на линии, напряжения, активной и реактивно
й
мощностей.




Рисунок

2.12



Г
лавная мнемосхема АСДУ ПС


2.7.3

Строка состояния
.

В верхней части мнемосхемы расположена навигационная строка
состояния

(рисунок 2.13)
.




Рисунок

2.13



Строка состояния


Строка состояния состоит из набора различных фун
кциональных кнопок
и в ней имеется информация о реальной дате, времени, имени пользователя,
режиме управления ПС, состоянии связи ПК с системой Sicam PAS. Строка
состояния отображается во всех окнах программы.

2.7.3.1
Сервисные кнопки
.


Рисунок

2.14



Сервисные кнопки

45



Кнопка «Дверь»

(рисунок 2.14)

-

для специалистов, обслуживающих
«
WinCC



программу».
Кнопка «Ключ»
-

для ввода пароля пользователя
(вводит оператор).

Кнопка «Камера»
-

распечатать ак
туальное изображение
WinCC на
цветном принтере.

2.7.3.2 Кнопки переключения между экранами управления
коммутационными аппаратами
.




Рисунок

2.15



Навигационные кнопки


С помощью данных

кнопок

(рисунок 2.15)

осуществляется переключение
между экранами управления коммутационными аппаратами

(КА)

в
распределительных устройствах (выбирает оператор). Управлять
коммутационными аппаратами какой
-
либо секции

или участка,
возможно
только находясь в окне, отображающем данную секцию.


Кнопка управления «Главная»
.

В данном экране отображается состояние комм
утационных аппаратов
220
-
10 кВ: выключателей и разъединителей

(рис
.

16
)
. Положение
коммутационных аппаратов соответствует истинному состоянию этих
аппаратов.

Цвет коммутационных аппаратов

(рисунок 2.16)
:



1150кВ
-

синезеленый
;



500кВ


зеленый
;



220кВ
-

синий
;



110кВ
-

фиолетовый
;



35кВ
-

коричневый
;



27,5кВ
-

черный
;



10кВ
-

темносиний
;



6кВ
-

болотный
;



<1000В АС
-

голубой
;



DC
-

светлозеленый
;



н
е подключенные ячейки

-

серый
.


46




Рисунок 2.16



Стандарт по цветовому оформлению КА



Кнопки выбора экрана РУ
-
220, 110, 35, 10
кВ
.

В данных окнах отображаются состояния коммутационных аппаратов
220, 110, 35 и 10кВ: выключателей, разъединителей, заземляющих ножей. а
также значения тока, активной и реактивной мощностей присоединений 220
-
10кВ. Для мощностей указывается направление с
помощью стрелок. После
нажатия на кнопку, находящейся над ячейкой (например, 03 Актюбинская)
появляется окно с детальной схемой этой ячейки. В этом окне отображены все
коммутационные аппараты выбранной ячейки.

Кнопка выбора экрана «Трансф»
.

Обзор трансфор
маторов

(рисунок 2.18)

и связанных с трансформаторами
присоединений (ячейки секционного и обходного выключателей).
Дополнительно в окне имеются показания значений напряжения, силы токов и
нагрузок, а также информация по РПН (авто)

трансформаторов.

Сигналы
с панелей ТН 220
-
35кВ отображаются в окне «Трансф», «РЗА»
или «ПА» в зависимости от загруженности перечисленных окон.

Пр
имер окна для сигналов ТН 110кВ

(
рисунок 2.17)
.




Рисунок

2.17



Окно сигналов ТН 110кВ

47




Рисунок

2.18



Окно обзора трансформаторов


Кнопка выбора экрана ЩСН, ЩПТ
.

В данном окне представлена схема коммутационных аппаратов щита
собственных нужд, щита постоянного тока и измерения, а также сигнализация
неисправностей.

Пример окна (рисунок 2.18).




Рисунок

2.18



Экран ЩСН


Кнопки выбора

экрана РЗА 220, 110, 35/10 кВ
.

В данном окне отражены индикаторы состояния устройств РЗА 220, 110,
35/10 кВ.

Пример окна (рисунок 2.19).

48




Рисунок

2.19



Экран устройств РЗА


2.7.3.
3

Дополнительные функциональные кнопки
.

Лист событий

В данном окне
фиксируются все рабочие сообщения.

Лист аварий

В данном окне фиксируются ненормальные режимы работы аппаратов на
подстанции, включая аварийные.

Кнопка подтверждения сигнала тревоги

(рисунок 2.20)
.



Рисунок

2.20



Кнопка тревоги


При срабатывании
аварийной звуковой тревоги на подстанции в
маленьком окошке данной кнопке появится символ галочки. Наличие галочки
в белом окошке кнопки (чтобы поставить галочку
-

щелкнуть по левой клавише
мыши) означает, что функция «сирена» активирована. Для снятия звук
ового
аварийного сигнала (сирены) необходимо нажать кнопку.

Подтверждение переключения

Кнопка предназначена для подтверждения положения всех видимых на
экране коммутационных аппаратов. Эта кнопка будет блокирована, если
активировано детальное окно.

2.7.4

Выбор управления подстанцией
.

Выбор режима управления осуществляется кнопкой «Местное
WinCC»/«Дистанционное РДЦ».

Кнопка отображается в различных вариантах:


или



в зависимости от выбранного
режима.

При нажатии кнопки режима управления, появится диало
г
овое окно для
выбора управления

(рисунок 2.21)
.


49




Рисунок

2.21



Окно выбора режима управления


В окне можно выбрать местное или дистанционное управление. Кнопка
изменит цвет:



синий
:
управление с РДЦ
;



зеленый
:
управление с WinCC (компьютера оператора).

Если управление осуществляется непосредственно с АРМ дежурного
оператора подстанции, то дистанционное управление с РДЦ будет
заблокировано.

При отсутствии связи компьютера оператора и шкафа Sicam PAS
управление автоматически передается в РДЦ. После восста
новления связи,
либо после загрузки программы WinCC оператору необходимо выбрать режим
управления ПС.

2.7.5

Детальное изображение ячеек
.

При нажатии на кнопку, находящейся над ячейкой (например, 02 Л
-

2345), появляется окно с детал
ьной схемой этой ячейки

(рисунок 2.22)
. В этом
изображении отображены все ко
ммутационные аппараты выбранной
ячейки,
терминалы защит и измерени
я данной ячейки, а также режимы
управления
коммутационными апп
аратами и состояние оперативной
блокировки.


50




Рисунок

2.22



Детальное изображение ячейки


В верхней части детального изображения находится информация об
открытой ячейке. (Название типового присоединения, название ячейки и т.д.).
Ниже, под информационным полем располагается строка режима управления
разъед
инителям
и и заземляющими ножами

(рисунок 2.23)
.




Рисунок

2.23



Строка режима управления (управление с ОРУ)


51


Надпись означает ввод местного (из ОРУ) управления разъединителями
и заземляющими ножами (отсутствие надписи означает дистанционный режим
управления)
.





Рисунок

2.24



Строка режима управления (управление

с

УРЗА)


Надпись

(рисунок 2.24)

отображает положение ключа на приборе
SIPROTEC.

Наличие надписи означает ввод м
естного (из шкафа защит) режима
управления коммутационными аппарата
ми (отсутствие надписи означает
дистанционный режим управления
-

из компьютера оператора).

Следующее поле сигнализирует, включена или выключена проверка
блокировки с прибора SIPROTEC. В случае если блокировка выключена
(выве
дена), надпись начинает мигать

(
рисунок 2.25)
.




Рисунок

2.25



Строка состояния блокировки


Надпись рядом с изображением выключателя сообщает о введенном
режиме местного (из шкафа выключателя) управления выключателем
(отсутствие надписи означает дистанционный режим управления


из
ко
мпьютера оператора).

Выполнение или невыполнение условий оперативной блокировки
отображается с помощью красной точки

(рисунок 2.26)
, расположенной только
на экране, с которого производится управление, рядом с соответствующим
коммутационным аппаратом. Налич
ие красной точки означает, что управление
аппаратом блокировано.




Рисунок

2.26



Строка режима управление выключателем


Наличие красной точки у изображения коммутационного аппарата
означает, что условия блокировки для управления этим аппаратом не
52


выполнены, т.е. управление коммутационным аппаратом в данный момент
времени невозможно.


В правой верхней части экрана ячейки расположено информаци
о
нное
поле «Измерения»

(рисунок 2.27)
.




Рисунок
2.27



Поле «Измерения»


В данном поле отображаются
следующие данные:



н
агрузка по фазам: Iа, Ib, Iс, А
;



н
апряжение линейное: U a
-
b, U b
-
c, U c
-
a, кВ
;



н
агрузочная мощность (активная): P, МВт
;



н
агрузочная мощность (реактивная): Q, МВар
;



н
апряжение синхронизации: Usyn, кВ.

Цвет отображения измеряемых величин о
значает следующее:




измеренная величина не актуальна из
-
за отсутствия связи
измерительного прибора и системы Sicam PAS;




измеренная величина не актуальна из
-
за отсутствия связи
WinCC и системы Sicam PAS.

Также в правой и нижней части

экрана ячейки расположены специальные
информационные окна мониторинга и управления приборами,
обслуживающими данную яче
йку

(рисунок 2.28)
.

53




Рисунок

2.28



Поле МП УРЗА 7
SA
611


Зеленый цвет индикатора означает неактивное (несработанное)
состояние
сигнала.

Красный цвет индикатора означает активное (сработанное)
состояние сигнала. Если состояние сигнала неизвестно (при отсутствии связи
между устройством SIPROTEC и системой Sicam PAS), индикаторы с
терминала отображаться не будут.

Для выбора группы ус
тавок (параметры) необходимо нажать на одну из
кнопок (A,B,C,), при этом терминал защит и управления должен быть введен
в работу. После чего появится следующее диало
говое окно подтверждения
выбора

(рисунок 2.29)
.




Рисунок

2.29



Диалоговое окно выбора


После подтверждения выбора произойдет переключение прибора
SIPROTEC на выбранную группу уставок. Активная группа уставок будет
выделена цветом.

Над кнопками выбора групп

уставок расположены индикаторы
состояния
оптических портов Profibus терминалов защит
и управления

(рисунок 2.30).




54



Рисунок

2.30



Индикаторы состояния портов


где


-

и
справное состояние порта;





-

н
еисправное состояние порта.

Для ввода/вывода терминала защит и управления в работу/из работы
имеется специальная кнопка. В зависимости
от состояния терминала защит и
управления кнопка изменяет вид:

терминал в работу введен, при нажатии кнопки (после
подтверждения операции) терминал выводится из работы.

терминал из работы выведен, при нажатии кнопки (после
подтверждения операции)
терминал вводится в работу.


2.7.6

Управление коммутационными аппаратами
.

Управлять коммутационными аппаратами какой
-
либо ячейки, возможно
только находясь в окне детального изображения данной ячейки (исключение
составляют коммутационные аппараты 6
-
10кВ, а
также коммутационные
аппараты ячеек ТН).

Для выполнения операции переключения необходимо выполнить
следующую последовательность действий:



в

окне детального изображения ячейки выбрать коммутационный
аппарат
на схеме;



у
становить курсор на выбранный для перек
лючения коммутационный
аппарат (на стрелке курсора появляется значок «молния» зеленого цвета).
Значок «молния» зеленого цвета на курсоре



появляется только у тех
коммутационных аппаратов, которыми можно управлять с
компьютера;



щ
елкнуть левой клавишей мы
шки

-

н
а экране появится диалоговое
окно

(рисунок 2.31
).




Рисунок

2.31



Окно управления коммутационным аппаратом




п
осле выбора команды появится следующее
окно
: оператор может
подтвердить операцию левой к
лавишей мышки (рисунок 2.32
).

55





Рисунок

2.32



Окно подтверждения выбора




е
сли выбран неправильный коммутационный аппарат, то окно можно

закрыть нажатием левой клавишей мыши кнопки «Отмена»;



е
сли выбран правильный коммутационный аппарат, то после нажатия

кнопки «Подтвердить» левой клавишей мыши
произойдет выполнение
команды.

После проделанных выше действий на схеме отобразится положение
коммутационного аппарата после выполнения команды.

О
бозначение коммутационных аппаратов

Различным состояниям коммутационных аппаратов соответствует
определенное ц
ветовое обозначение:

Включенное

положение


полностью закрашенный символ
.
Отключенное

п
оложение


не
закрашенный символ (рисунок 2.33
).








Рисунок

2.33



Положение

коммутационного аппарата


56


3

Технико
-
экономическое обоснование проекта по разработке
автоматизированной системы мониторинга и управления электрической
подстанцией


Целью технико
-
экономического обоснования автоматизированной
системы (АС) является количественное и качественное доказательство
экономической целесообразности создания или разви
тия АС, а также
определение организационно
-
экономических условий ее эффективного
функционирования.

3.1

Описание продукта

Система мониторинга и управления подстанцией

(СМиУ ПС)
представляет собой открытую, с модульной структурой телемеханическую
систему и систему технологического управления для подстанций.
Специфические функции системы телемеханики дополняются функциями
свободно программируемой системы автоматизации. С
МиУ позволяет решать
разнообразные задачи автоматизации.

3.2

Преимущества внедрения СМиУ

Подстанции, оснащенные современными СМиУ, характеризуются
значительным уменьшением объема эксплуатационного и ремонтного
обслуживания с переходом в перспективе к работ
е без постоянного
обслуживающего персонала, планированию и проведению ремонтов по
фактическому состоянию оборудования.

Обеспечение сохранения устойчивой работы Национальной
электрической сети (НЭС), снижение ущербов при повреждении сетевого
электрооборудов
ания и от недоотпуска электроэнергии потребителям при
возникновении аварий в электросетевом комплексе, в т.ч. НЭС, в значительной
степени определяется надежной работой систем релейной защиты и
автоматики, включая противоаварийную автоматику (РЗА).

Были про
ведены исследования технико
-
экономических показателей,
которые позволяют сделать вывод, что стоимость нового решения
(современных АСУ) не будет превышать стоимости традиционных решений
построения систем автоматизации, а по некоторым показателям, таким как
проектирование, монтаж, поставка программно
-
технического комплекса (ПТК)
и пусконаладочные работы, будет значительно дешевле.

3.3

Экономическая эффективность

Экономическая эффективность подстанций, оснащенных СМиУ,
обеспечивается
:



повышением надежности
электроснабжения потребителей;



экономией эксплуатационных издержек;



уменьшением потребности в земельных ресурсах.


57


3.4

Зад
ачи, решаемые с помощью СМиУ ПС



повышение наблюдаемости режимов
-

отслеживание состояния
присоединений сети в режиме реального
времени, обеспечение работы систем
поддержки принятия решений оперативным персоналом;



повышение общей надежности функционирования НЭС за счет
мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;



предотвращение возникновения и развития т
ехнологических
нарушений и снижение ущербов;



повышение производительности и снижение численности персонала;



снижение ущербов, вызванных ошибками персонала;



оптимизация ремонтно
-
эксплуатационного обслуживания
оборудования подстанции, обеспечение перехода от

календарного
планирования к ремонту на основе учета технического состояния
оборудования;



снижение суммарных затрат на комплекс технических средств
управления.

3.5

Финансовый план

3.5.1

Расчет единовременных затрат на создание СМиУ ПС
.

Единовременные затра
ты на создание СМиУ (К
А
) определяются по
формуле

[1
7
]

К
А
=
К
П
А
+
К
К
А
,






(3.1)


где
К
П
А



предпроизводственные затраты, тг;

К
К
А



капитальные затраты, тг;

Предпроизводственные затраты на создание

СМиУ рассчитываются по
формуле

[17]

К
П
А
=
К
ПР
А
+
К
ПП
А
,






(3.2)


где
К
ПР
А



затраты на проектирование СМиУ, тг;

К
ПП
А



затраты на создани
е программного обеспечения, тг;

Таблица
3.
1
-

Предпроизводстве
нные затраты на создание СМиУ [21
]

Наименование услуги

Сметная стоимость, тг

Проектирование системы:



Разработка ТЗ



Разработка архитектуры СМиУ



Подбор оборудования

1261378,676



Окончание

таблицы 3.1

58


Наименование услуги

Сметная стоимость, тг

Создание ПО:



Разработка проекта в SCAA
-
системе WinCC



Моделирование и тестирование

840919,1176

Итого

(
К
П
А
=
К
ПР
А
+
К
ПП
А
)
:

2102297,794

Величина капитальных затрат определяется по формуле

[1
7
]


К
К
А
=
К
КТС
А
+
К
МОНТ
А

К
ВЫСВ
А
,






(3.3)



где
К
КТС
А



сметная стоимость комплекса технических средств (КТС), тг;

К
МОНТ
А



затраты на монтаж и наладку КТС, тг;

К
ВЫСВ
А



сметная стоимость технических средств, высвобожденных в
результате внедрения СМиУ, тг. Т.к. в данном проекте производится внедрение
ПТК (а не замена или модернизация),
К
ВЫСВ
А
=
0
.


По формуле (3.1) рассчитаем единовременные затраты на создание
СМиУ (К
А
) (
таблица 3.2)

К
А
=
К
П
А
+
К
К
А
=
2102297
,
794
+
41

231

727
,
94
=
43334025
,
74

тг
.

3.5.2

Расчет эксплуатационных расходов на функционирование СМиУ.


Расчет годовых эксплуатационных расходов на функционирование
СМиУ (З
ЭКСП
) осуществляется по формуле

[17
]

З
ЭКСП
=
З
ЗП
+
З
ЭЛ
+
З
А
+
З
РЕМ
,




(3.4)


где
З
ЗП



годовые затраты на заработную плату специалистов в условиях
функционирования СМиУ с отчислениями на социальный налог, тг;

З
ЭЛ



годовая стоимость электроэнергии, потребляемой СМиУ, тг;

З
РЕМ



годовая стоимость ремонта оборудования
(7% от
стоимости
КТС [17]), тг.


Годовая стоимост
ь ремонта оборудования составит

З
РЕМ
=
К
КТС
А

0
,
07
=
32

822

536
,
76

0
,
07
=
2297577
,
574

тг
.

(3.5)

Заработная плата специалистов в условиях функционирования СМиУ
зависит от их численности, времени работы и тарифной ст
авки. Социальный
налог на 2015 год составляет 11% от заработной платы за вычетом пенсионных
отчислений в размере 10%.


Эксплуатацией СМиУ занимается дежурный персонал подстанции. До
внедрения СМиУ дежурный персонал состоял из 4 человек в одной смене

(табли
ца 3.3)
. После внедрения СМиУ состав дежурного персонала сократится
до 2 человек.

59


В связи с внедрением СМиУ ПС, потребуются более квалифицированные
сотрудники, у которых заработная плата должна быть выше, чем у работников
до внедрения автоматизации.
Естественно, что автоматизация любых
процессов влечет за собой сокращение численности персонала

(таблица 3.4)
.

Годовая стоимость электроэнергии, потребляемо
й СМиУ, определяется
по формуле

З
ЭЛ
=


Т
ЭФ

Ц
Э
,





(3.6)


где
W



установленная мощность КТС, кВт;

Т
ЭФ



эффективный фонд времени работы КТС, час;

Ц
Э



стоимость 1кВт×час электроэнергии, тг. Ц
Э
26,06 тг [22].

Питание для КТС СМиУ подается от силового трансформатора.
Потребляемая мощность силовых трансформаторов рассчитыв
ается по
формуле

РЗ
=
1
,
3


ܲ��


=
1

0
,
94
,




(3.7)


где РЗ


потребляемая мощность, кВ;

Pnj



мощность, потребляемая оборудованием
j
-
ого вида, Вт

(таблица
3.5)
;

1,3


коэффициент, учитывающий резерв на развитие и мощность
прочего оборудования;

0,94


коэффициент, учитывающий
отключение оборудования в
течение суток на профилактику и ремонт.

60


Таблица
3.
2


Величина капитальных затрат (сметная стоимость КТС и услуг по инсталляци
и) [21
]

Наименование

Тип

Кол
-
во

Цена за ед.,
тенге для сметы

Стоимость тенге
для сметы

Шкаф СМиУ №1 центрального координатора SICAM PAS


в составе:

-

Шкаф 2200x800x600
-

Rittal

-

Сервер центрального координатора SICAM PAS Full Server (основной)

-

Сервер центрального координатора SICAM PAS Full
Server (резервный)

-

Система точного времени GPS
-

HOPF,

-

Сервисная консоль
-

Rittal,

-
KVM SWITCH Rittal,

-

Комплект ПО SICAM PAS,

-
Сетевые коммутаторы Rued Com RS 900,

-

автоматы, клемники и пр.

SICAM

1

16 793 756,32

16 793 756,32

Шкаф СМиУ №2
RTU на базе контроллера SICAM


в составе:

-

Шкаф 2200x800x600
-

Rittal,

-

Источник бесперебойного питания Rittal 3000 ВА,

-
Дополнительный блок батарей Rittal,

-
Инвертер,

-
Контроллеры SICAM 1703 MIC + модули бинарных входов, бинарных
выходов, аналоговые вх
ода

-
автоматы, клемники, реле АВР и пр.

-
Сетевые коммутаторы Rued Com RS 900

SICAM

1

8 191 235,64

8 191 235,64




61


Окончание

таблицы 3.2

Наименование

Тип

Кол
-
во

Цена за ед., тенге
для сметы

Стоимость тенге
для сметы

Шкаф СМиУ №3 SICAM PAS CC (АРМ
дежурного персонала)

в составе:

-

Шкаф 1600x600x600
-

Rittal,

-

Сервер Дежурного персонала
-

SIMATIC IPC 547 (основной),

-

Сервер Дежурного персонала
-

SIMATIC IPC 547 (резервный),

-

Комплект Мониторов LC 23 дюйма,

-
Клавиатуры+мышы+USB удлинители.

-
Прог
раммное обеспечение Sicam WinCC, Sicam SCC,

-
Лазерный принтер HP

-

автоматы, клемники и пр.

SICAM

1

5 094 209,56

5 094 209,56

Шкаф СМиУ №4 (АРМ персонала РЗА)

в составе:

-

Шкаф 1000x600x600
-

Rittal (1шт.),

-

Сервер персонала РЗА
-

SIMATIC IPC 547,

-
Монитор LC 23 дюйма

-
Клавиатура+мышь+USB удлинители.

-
Программное обеспечение INCEENT Explorer,

-
Лазерный принтер HP,

-

автоматы, клемники и пр.

SICAM

1

2 743 335,25

2 743 335,25

Услуги по инсталляции СМ
иУ

включая шеф
-
монтаж и наладку

-

1

8 409 191,18

8 409 191,18

ИТОГО

(
К
К
А
=
К
КТС
А
+
К
МОНТ
А

К
ВЫСВ
А
):

41 231 727,94



62


Таблица 3
.3



Расчет годовых затрат на заработную плату сотрудников дежурного персонала

подстанции до внедрения
СМиУ [21
]

Должность

Кол
-
во
рабочих

График работы

Заработная плата 1
сотрудника в месяц, тг

Отчисления на
социальный
налог, тг

Общая заработная плата (с учетом
соц. Отчислений) в месяц, тг

Дежурный оператор
(электромеханик)

8

2/2
по 12 ч, по
2 чел в смену

100000

9900

879200

Специалист РЗиА

8

2/2 по 12 ч, по
2 чел в смену

90000

8910

791280




Среднемесячная общая заработная плата,
тг

1670480




Среднегодовая общая заработная плата, тг

20045760


Таблица
3.
4


Расчет годовых
затрат на заработную плату сотрудников дежурного персонала по
дстанции после
внедрения СМиУ [21
]

Должность

Кол
-
во
рабочих

График работы

Заработная плата 1
сотрудника в месяц, тг

Отчисления на
социальный
налог, тг

Общая заработная плата (с учетом
соц. Отчисл
ений) в месяц, тг

Дежурный оператор
(электромеханик)

4

2/2 по 12 ч, по
2 чел в смену

120000

11880

527520

Специалист РЗиА

4

2/2 по 12 ч, по
2 чел в смену

108000

10692

474768




Среднемесячная общая заработная плата,
тг

1002288




Среднегодовая общая
заработная плата, тг

12027456




63


Таблица
3.5


Используемое оборудование

Наименование

Кол
-
во,
шт

Потребляемая
мощность, Вт

Общая потр.
мощность, Вт

Sicam Pas Server

3

700

2100

LC монитор

5

35

175

Принтер

2

250

500

ИБП

2

1600

3200

Портативный ПК

1

300

300

Сервисная консоль

1

200

200

Система точного времени
GPS

1

50

50

SCALANCE S602

1

10

10

Контроллеры SICAM 1703
MIC

4

200

800

MOXA 5250

1

5

5

Сетевые коммутаторы
Rugged Com RS 900

7

5

35

Инвертер

1

1000

1000

Прочее
оборудование

-

-

84


Итого:

8459


Затраты на элек
троэнергию составят (3.6 и 3.7)

З
ЭЛ
=


Т
ЭФ

Ц
Э
=
1
,
3


ܲ��


=
1

0
,
94

Т
ЭФ

Ц
Э
=
=
(
1
,
3

8459

0
,
94
)

8760

26
,
08
=
2361575986
,
5984

тг
.


Годовая сумма амортизационных отчис
лений рассчитывается по
формуле

З
А
=
К
К
А

Н
А
100
,






(3.8)


где Н
А



Норма амортизации, %. Для оборудования данного типа она
составляет 10%.


Тогда

З
А
=
41

231

727
,
94

10
100
=
4123172
,
794

тг
.


Годовые эксплуатационные расходы на функционирование СМиУ (З
ЭКСП
)
составят (3.4)

З
ЭКСП
=
З
ЗП
+
З
ЭЛ
+
З
А
+
З
РЕМ
=
=
12027456
+
2361575986
,
5984
+
4123172
,
794
+
2297577
,
574
=
2380024192
,
9664

тг

3.5
.3

Оценка экономической эффективности СМиУ ПС
.

Оценка экономических результатов внедрения СМиУ ПС производится
по

следующим показателям

[18
]:

64


Э
г

-

годовая экономия в связи с функционированием СМиУ ПС;

Е
р

-

расчетный коэффициент эффективности капитальных вложений на
создание СМиУ;

Т
-

срок окупаемости капитальных вложений.

Внедрение задач СМиУ в ПС определяется следующими критериями
эффективности ф
ункционирования ПС:



повышение качества и эффективности электроснабжения;

снижение
потерь в электрических сетях;



снижение трудозатрат персонала на обработку и сбор информации о
производственной деятельности;



снижение количества персонала;



снижение затрат на

капитальный и текущий ремонт;



снижение п
отерь при аварийных отключениях.

Экономия затрат от снижения потерь при аварийных отключе
ниях в
распределительных сетях

[18
]

ܦܥ
НЭ
=
Н
Э

С
2

К
АО
,




(3.9)

где
Н
Э

-

величина недоотпуска эле
ктроэнергии при отказах, кВт*ч
[19
];

С
2

-

приведенные затраты на предотвращение недоотпуска
электроэн
ергии, тг/кВт*ч (3,9 тг/кВт*ч [18
]);

К
АО
,

-

коэффициент, характеризующий снижение потерь при
аварийных отключениях в распределительных сетя
х (0,38 [18
]).

ܦܥ
НЭ
=
1
,
6

10
6

3
,
9

0
,
38
=
2371200

тг
.

Экономия трудозатрат персонала, связанных со
сбором и обработкой
информации

[18
]

ܦܥ
сон
=
1
,
07

К
перс

К
сон

З
зп

Ч
,



(3.10)

где

1,07
-

коэффициент отчисл
ений на социальное страхование[18
];

К
перс

-

коэффициент, характеризующий снижение тр
удозатрат
персонала п
о обработке информации (0,15) [18
];

К
сон

-

коэффициент, отражающий долю общей численности
промышленно
-
производственного персонала, занятого сбором и обработкой
информации (для АСУ принимается р
авным 0,2 [18
]);

З
зп

-

среднегодовая зарплата персонала, тг (Табл. 4);

Ч
-

численность дежурного персонала, чел.

ܦܥ
сон
=
1
,
07

0
,
15

0
,
2

12027456

2
=
772162
,
7

тг

Экономия затрат на заработную плату сотрудников дежурного
персонала, т.к. автоматизация любых процессов влечет за собо
й с
окращение
численности персонала

ܦܥ
зп
=
З
зп1

З
зп2
,




(3.11)

65


где
З
зп1

-

Среднегодовая общая заработная плата персонала до внедрения
СМиУ, тг (Таблица 3
.3
);

З
зп2

-

Среднегодовая общая заработная плата персонала после
внедрения СМиУ, тг (Таблица
3.
4).

ܦܥ
зп
=
20045760


12027456
=
8018304

тг
.

Экономия затрат на к
апитальный ремонт оборудования

[18
]


ܦܥ
кр
=
К
фон

С
кр
,




(3.12)

где

К
фон

-

коэффициент, характеризующий снижение затрат на
капитальный ремонт оборудования

(0,2 [18
]);

С
кр

-

затраты на капитальный ремонт оборудования, тг (формула
(
3.5)
)
.

ܦܥ
кр
=
0
,
2

2297577
,
574
=
459515
,
5148

тг
.

Просуммировав все показатели можно рассчитать годовую эк
ономию от
функционирования СМиУ

Э
г
=
ܦܥ
НЭ
+
ܦܥ
сон
+
ܦܥ
зп
+
ܦܥ
кр
=
=
2371200
+
772162
,
7
+
8018304
+
459515
,
5
=
=
11621182
,
2


тг
.

Годовой экономический эффект [17
]

Э
=
Э
г

Е
н

К
А
,





(3.13)

где

Е
н

-

единый нормативный коэффициент экономической
эффективности капиталовложений (в энергетике равен 0,15 [1
7
]);

К
А

-

единовременные затраты, связанные с
созданием СМиУ ПС
(формула
(
3.1)
)

Э
=
11621182
,
2

0
,
15

43334025
,
74
=
5121078
,
339

тг
.

Расчетный коэффициент эффективности капиталовложений [1
7
]

Е
р
=
Э
г
К
К
А
,






(3.14)

Е
р
=
11621182
,
2
41

231

727
,
94
=
0
,
28
.

Если
Е
р

Е
н
, то внедрение данной АС эффективно.

Срок окупаемости

капиталовложений [1
7
]

ܶ
=
К
К
А
Э
г
,






(3.15)

ܶ
=
41

231

727
,
94
11621182
,
2


4

года
.



66


3.6

Вывод по разделу

В данном разделе было произведено технико
-
экономическое
обоснование проекта по разработке автоматизированной системы мониторинга
и управления электрической подстанцией (СМиУ ПС):



е
диновременные затраты на создание СМиУ ПС

составили
43334025
,
74

тг;



г
одовые

эксплуатационные расходы на функционирование СМиУ ПС
составили 2380024192,97 тг;



г
одовая экономия от функционирования СМиУ ПС составила
11621182,2 тг;



г
одовой экономический эффект составил 5121078,339 тг;



р
асчетный коэффициент эффективности капиталовло
жений составил
0,28;



с
рок окупаемости капиталовложений


4

года.

Р
асчетный коэффициент эффективности составил Е
р
0.28, что больше
отраслевого нормативного коэффициента капиталовложений равного 0.15,
следовательно, создание и внедрение СМиУ ПС
экономически
целесообразно
.


67


4


Безопасность жизнедеятельности


4.1 Анализ условий труда сотрудников дежурного персонала
электрической подстанции

В данном дипломном проекте производится разработка
автоматизированной системы мониторинга и управления электрической
подстанции (СМиУ). Разрабатывалась архитектура СМиУ, выполнялся подбор
требуемого оборудования системы, выполнялось проектирование схем
ком
мутационных соединений оборудования, параметрирование
микропроцессорных устройств на нижнем уровне СМиУ, а также
разрабатывалась автоматизированная система диспетчерского управления
подстанции (АСДУ) в
SCADA
-
системе.

Комплекс технических средств СМиУ состо
ит из трех уровней
программно
-
аппаратных средств:



н
ижний уровень, выполняющий функции р
елейной защиты и
автоматики (РЗ
А), функции сбора и первичной обработки информации,
локального управления, представлен устройствами релейной защиты и
управления семейства

SIPROTEC, контроллером SICAM
TM
1703
mic
,
измерительными датчиками
Simeas

T
;



с
редний уровень, реализующий задачи сбора информации от устройств
нижнего уровня, взаимодействия со смежными подсистемами, передачи
информации на верхний уровень и вышестоящие дисп
етчерские службы,
реализован на базе
дублированной системы SICAM PAS;



в
ерхний уровень, выполняющий функции визуализации,
дистанционного управления, архивирования и протоколирования, включает в
себя дублированные сервера WinCC, два автоматизированных рабочи
х
места
диспетчера и персонала РЗ
А.

Оборудование нижнего и среднего уровня СМиУ располагается в
компактных шкафах в помещении общеподстанионного пункта управления
(ОПУ). Оборудование верхнего уровня СМиУ располагается в помещении
дежурного персонала подста
нции, в котором оборудовано автоматизированное
рабочее ме
сто оператора подстанции (АРМ
). Мониторинг всех физических
параметров подстанции оператор осуществляет из данного помещения.
Основное рабочее время он проводит в положении сидя, выполняя легкую
физич
ескую работу категории
I
а.

Для обеспечения

возду
шного комфорта помещение АРМ
оснащается
системой кондиционирования. Технологические системы кондиционирования
предназначены для обеспечения параметров воздуха (температуры, влажности
и подвижности), в
максимальной степени отвечающих требованиям
определенного производственного или технологического процесса, а также
обеспечивающих работоспособность радиоэлектронного оборудования,
приборов и т. п.

68


В кабинах, на пультах и постах управления технологическими
процессами, в залах вычислительной техники и других помещениях при
выполнении работ операторского типа, должны соблюдаться оптимальные
величины температуры воздуха 22
-
24ºС, его относительной влажности 40
-
60%
и скорости движения (не более 0,1 м/с) [2
5
].

Для

защиты дежурного персонала подстанции и помещения ОПУ от
распространения пожара, помещение ОПУ необходимо оснастить системами
пожаротушения. А для выполнения данных мероприятий первоначально
необходимо произвести расчет категории помещения по пожарной опа
сности.
В помещении
отсутствуют

горючие газы, легковоспламеняющиеся и горючие
жидкости, горючие пыли или волокна, вещества и материалы, способные
взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха или друг
с другом. Поэтому, необходимо прои
звести проверку данного помещения на
принадлежность к категории В1
-
В4 (
твердые горючие и трудногорючие
вещества и материалы в данном расчетном случае
), согласно классификации

помещений установленной ст.58[26
] (таблиц
а 1[26
]).
Наиболее пожароопасным
материа
лом в данном помещении является поливинилхлорид, из которого
изготавливается электроизоляция проводов и кабелей, корпусы и панели
технического оборудования.

Производить расчет категории по взрывопожарной и пожарной
опасности необходимо для следующих мероп
риятий по противопожарной
защите:



выбор эффективной системы автоматического пожаротушения,
дымоудаления, сигнализации и т.д.;



получение информации, которая в будущем может пригодиться
подразделениям противопожарной службы при проведении аварийно
-
спасательн
ых работ в случае возникновения пожара.


4.2

Расчет системы кондиционирования

Электроподстанция расположена в окрестности города А
ктобе
. На
территории подстанции находится здание общеподстанционного пункта
управления, в состав которого входит помещение
дежурного персонала
подстанции, оснащенное автоматизированным рабочим местом для оператора
подстанции. В данном помещении работает 1 сотрудник
. Основное рабочее
время он проводит в положении сидя, выполняя легкую физическую работу
категории
Ia
.
Параметры д
анного помещения составляют 6х6х3м. Источником
искусственного освещения являются люминесцентные лампы мощностью
(Nос. уст.): 75 Вт/м2. Также в помещении имеется 2 окна, расположенных на
южной стороне. Площадь одного окна составляет 2,25м
2
, параметры:
остек
ление двой
-
х метал, жалюзи, переплет, загрязнение умеренное. Расчетное
время суток составляет:13
-
14ч. Температура в помещении составляет:

летом 24
Сº, зимой 22 Сº.

Данное помещение о
снащено следующим оборудованием (таблица 4.1).

69


Таблица
4.1



Характери
стика оборудования

Наименование

Кол
-
во, шт

Потр. Мощность, Вт

Sicam Pas Server

2

700

LC монитор

4

35

Принтер

1

250

Расчет производился согласно методике, описанной дл
я расчета
аспирационных систем

[26
].

Определение количества воздуха, необходи
мое для

поступления в
помещение


м
3
/час
,





(4.
1
)

где

С0,24 ккал/(кг·°
C
)


теплоемкость воздуха

[26
];

γ1,206 кг/м
3



уде
льная масса приточного воздуха

[26
];

Q
изб. лето,зим
=Q
людей
+Q
освет.ус
+Q
сол.рад
+
Q
оборуд
-
Q
отд
,



(4.2
)

Q
отд.лето
0 Вт
.

Теплопоступления или теплопотери в результате разности температур
снаружи и внутри здания через стены, пот
олки, полы, окна и двери

Q
отд.зим
 Х
о
V(
t
Н
-
t
В
)
,

где Х
о



удельная тепловая характеристика, Х
о
0,42 Вт/(м
3
·
0
С)[26
]
;

t
Н



наружная температура;


t
В



температура помещения
.


V  l·
b
·
h

 6·6·3  108 м
3
.




(4.3)

Согласно таблице 3 [26
],
t
Н
=
-
25
0
С в холодный период для г. А
ктобе
.

Q
отд.зим
 0,42·108·(25
-
22) =

136,08
Вт
.

Теплопоступления от людей

Q
людей
= q
явн
·h
муж
+ 0,85·q
явн
·h
жен
,



(4.4)

где
q
явн



явное тепловыделение человека во внешнюю
среду, принимают
по таблице 8 [26
];

q
явн лето
 67 Вт, при положении сидя, температуре помещения 24
0
С;

q
явн зима
 76 Вт, при положении сидя, температуре 22
0
С;

h
муж,
h
жен



количество мужчин, женщин.

Q
людей лето
 67·1  67 Вт
,

Q
людей зима
 76·1  76 Вт
.

70


Для нахождения общего количества тепла, выделяемого оборудованием
необходимо тепло выделяемое одной единицей оборудования умно
жить на
количество оборудования

Q
об
 Р
об
·η·n
об
,







(4.5)


где

Р
об



мощность одного устройства, Вт;

η


показатель КПД;

n
об



количество устройств.

Q
об
 700·0,85·2+35·0,85·4+250·0,85·1  1190+119+212,5  1521,5 Вт
.

Теплопоступл
ения от осветительных устройств

Q
освет.ус
 η·N
освет.ус
·F
п
,






(4.6)

где

η0,5÷0,6 для люм
инесцентных ламп
;

F
п



площадь пола
.

Q
освет.ус
 0,6·75·(6·6)  1620 Вт
.

Теплопоступление от солнечного излучения через ост
екление
определяется по формуле

Q
сол.рад
=
m
·
F
o
(
q
I
+
q
II
)·β·
k
1
·
k
2
,





(4.7)

где

m



количество окон
;

q
I
,
q
II



тепловые потоки от прямой и рассеянной солнечной
радиации, Вт/м
2

определяются по таблице 5 [26
]: в
ертикальное остекление

Юг, географ
ическая широта 44, время 13
-
14;

F
0


площадь окна, м
2
;

β
с.з.



коэффициент теплопропускан
ия, определяется по таблице 4
[26
]: жалюзи β
с.з.
=0,15;

к
1



коэффициент затемнения остекления переплет
ами
определяется по таблице 6 [26
]: д
ля металлического двойного переплета
к
1
=0,72;

к
2



коэффициент загряз
нения остекления по таблице 7 [26
]:

Степень загрязнения остекления


умеренное, к
2
=0,9

Q
сол.рад
 2·2,25·(245+84)·0,15·0,72·0,9  143,9 Вт
.

Итого, по формуле (4.
2
) получим

Q
изб.лето
= 67+1620+143,9+1521,5
-
0  3352,4 Вт
,

Q
изб.зима
= 76+1620+143,9+1521,5
-
136,08
 3225,32 Вт
,

Q
н
=
Q
изб
/
V
п

,






(4.8)

Q
н
= 3352,4/108 = 31,04
Вт/м
3

> 20 Вт/м
3

> ¨
t
=8
0
C
.

Далее, по формуле (4.
1
) определим количество воздуха, необходи
мое для
поступления в помещение

71



Вывод:

Исходя из полученных данных, выберем кондиционер с нижней подачей
воздуха
SDA

0151. Его технические хара
ктеристики (таблица 4.2)
.

Таблица 4.2



Основные технические характеристики кондиционера фирмы
UNIFLAIR

модель
SDA

0151 с нижней подачей

Размеры, мм

Мощность, кВт

масса, кг

расход
воздуха, м
3


Расход
пара, кг/ч

по
холоду

компрес
-
сора

электро
-
нагревател
я

1740х550х450

6,2

1,8

2,2

130

мин: 1040

макс: 1580

2,0

Кондиционер с воздушным охлаждением, состоит из двух блоков:
внутреннего блока (собственно кондиционера), в котором расположены
компрессор, испаритель, вентилятор и

автоматика; внешнего блока

конденсатора или теплообменника. Воздух подается ниже непосредственно в
помещение, а забирается через лицевую панель

(рисунок 4.1)
.



Рисунок
4.1



Схема помещения дежурного персонала ПС





Кондицион
Ю
72


4.3

Расчет категории помещения по пожарной опасности

На данный момент установлено 5 категорий помещений по пожарной
опасности: А, Б, В, Г и Д. Первые соответственно, самые опасные, последние


наименее опасные. По пожарной и взрывопожарной опасности помещения
производственного и складского назначения подразде
ляются на следующие
категории [27
]:



повышенная взрывопожароопасность (А);



взрывопожароопасность (Б);



пожароопасность (В1
-

В4);



умеренная пожароопасность (Г);



пониженная пожароопасность (Д).

В
электроподстанциях для размещения шкафов управле
ния (СМиУ),
релейной защиты (РЗ
А) и систем коммерческого учета электроэнергии
(АСКУЭ), предназначено отдельное помещение


общеподстанционный пункт
управления (ОПУ)

(рисунок 4.2)
.

В данном помещении, с размер
ами в плане 10х6х3м, находятся
микропроцессорные устройства, коммутаторы, преобразователи, источники
бесперебойного питания (литиевые) и другое коммутационное оборудование
автоматики подстанции.












Рисунок
4.2



Помещение ОПУ


Общая площадь ОПУ составляет

ܵ
пом
=



=
10

6
=
60

м
2

.




(4.9)

Площадь размещения пожарной нагрузки равна площади занимаемо
й
оборудованием и составляет

ܵ
нагр
=

шкаф

ܵ
шкаф
=
20

(
0
,
8

0
,
8
)
=
12
,
8

м
2
.


(4.10)

Шкафы СМиУ

Шкафы АСКУЭ

Шкафы РЗиА

Шкафы РЗиА

10
м

6 м

73


Вся
пожарная нагрузка, шкафы СМиУ, РЗА, АСКУЭ, со своим
оборудованием располагаются компактно.

В помещении
отсутствуют

горючие газы, легковоспламеняющиеся и
горючие жидкости, горючие пыли или волокна, вещества и материалы,
способные взрываться и гореть при вза
имодействии с водой, кислородом
воздуха или друг с другом.

Поэтому, необходимо произвести проверку данного помещения на
принадлежность к категории В1
-
В4 (
твердые горючие и трудногорючие
вещества и материалы в данном расчетном случае
), согласно классификаци
и
п
омещений установленной ст. 58 [27], согласно таблицы 1 [27
].

Исходим из того, что 99% всей пожарной нагрузки в помещении ОПУ
сосредоточено на участке площадью 12,8 м
2
.

Наиболее пожароопасным материалом в данном помещении является
поливинилхлорид.

Поливи
нилхлорид (ПВХ)

-

термопластичный полимер винилхлорида,
бесцветная, прозрачная пластмасса. Не горит на воздухе и обладает малой
морозостойкостью (−15 °C). Нагревостойкость: +65 °C.

Применяется для

электроизоляции проводов и кабелей, корпусов технического о
борудования,
профилей для изготовления окон и дверей.

Вес поливинилхлорида в изделиях и элементах оборудования, изоляции
кабельных коммуникаций на участке составляет 60 кг.

G
i



количество i
-
того материала пожарной нагрузки в помещени
и
электрощитовой
составляет, кг

ܩ
ПВХ
=
60

кг
.

Данные приведены для наиболее негативного расчетного варианта.

Низшая теплота сгорания данных материалов составляет (берем из
справо
чной литературы)

ܳ
ПВХ
=
20
,
7

МДж
/
кг
.

Количество пожарной нагрузки на участке ее размещения в п
оме
щении
ОПУ будет составлять [27
]

Q  Σ·G
i
·Q
p
hi

,





(4.11)

Q

 Σ·
G
i
·
Q
p
hi

=
ܩ
ПВХ

ܳ
ПВХ
=
60

кг

20
,
7
МДж
кг
=
1242

МДж
.

Удельная пожарная нагрузка , МДж/м
2
, определяется из соотношения
[27
]

g = Q/S,





(4.12)

g = Q/S = 1242
МДж

/ 12,8
м
2

= 97,03
МДж
/
м
2
.

Полученное значение удельной пожарной нагрузки, соответствует
катего
рии В4, согласно таблице 2 [27
].

74


В помещении ОПУ имеется 4 участка размещения горючей нагрузки.
Способ размещения пожарной нагрузки подтверждает определенную
категорию В4 (площадь каждого
из участков пожарной нагрузки не более 10
м
2
).

Учитывая требование (п.22 [27
]), что если при определении категорий В2
или В3 количество пожарной нагрузки Q, определенное по форму
ле (4.11),
отвечает неравенству (4.13)

Q ≥ 0,64
т
H
нагр
2

,





(4.13)

то помеще
ние будет относиться к категориям В2 или В3 с
оответственно.

где

g
т

 2200 МДж/м
2


при 1401 МДж/м
2



g



2200 МДж/м
2

g
т

 1400 МДж/м
2


при 181 МДж/м
2



g



1400 МДж/м
2
.

Теперь проверим, не относится ли данное помещение к более высокой
категории по пожарной опасности:

Н
нагр



минимальное расстояние от поверхности пожарной нагрузки до
нижнего пояса ферм перекрытия (покрытия), м., для

рас
четного варианта
составляет


ܪ
нагр
=
ܪ
пом


обор
=
3

2
,
4
=
0
,
6

м
,



(
4.14)

g
т

 180 МДж/м
2

(для расчетной удельной пожарной нагрузки 97,03
МДж/м
2
).

Подставляя полученные значения

в неравенство (4.13), получаем

0,64g
т
H
2

 0,64 * 180 МДж/м
2

* (0,6 м)
2

 41,47 МДж
.

Q

(1242 МДж) больше 41,47 МДж, что позволяет отнести данное
помещение к категории В3
.

Классифицируем пожароопасные и взрывоопасные зоны для выбора
электротехнического и другого оборудования по степени их защиты,
обеспечивающей их пожаровзрывобезопасную э
ксплуатацию в указанной зоне,
для данного помещения подстанции категории
В3
, в соответствии с п.22 [27
].

Для расчетного варианта определяем
П
-
IIа

-

зоны, расположенные в
помещениях, в которых обращаются твердые горючие вещества в количестве,
при котором уд
ельная пожарная нагрузка составляет не менее 1 мегаджоу
ля на
квадратный метр (ст.34. [27
]).

Вывод:


В результате проведенного расчета установлено, что помещение ОПУ
относится к категории
В3

по пожарной опасности. В помещении имеются 4
пожарооопасные зоны
П
-
IIа
.

Руководитель организации обеспечивает наличие на дверях помещения
обозначение их категорий по взрывопожарной и пожарной опасности, а также
клас
са зоны в соответствии с ст.34[27
].



75


4.4

В
ывод по разделу

В

данном разделе был произведен расчет системы кондиционирования
для помещения дежурного персонала подстанции, которое оборудовано
специальным автоматизированным местом для оператора.

Согласно СНиП[25
] в кабинах, на пультах и постах управления
технологичес
кими процессами, в залах вычислительной техники и других
помещений при выполнении работ операторского типа, должны соблюдаться
оптимальные величины температуры воздуха 22
-
24ºС, его относительной
влажности 40
-
60% и скорости движения (не более 0,1 м/с). Для
подбора
соответствующей системы кондиционирования, которая удо
влетворяла бы
требованиям СНиП[25
] для микроклимата помещений данного типа,
необходимо было определить количество воздуха, необходимого для
поступления в данное помещение. Исходя из полученного
значения
1245,1м
3
/час, был подобран кондиционер фирмы UNIFLAIR модель SA 0151
с нижней подачей воздуха.

Также был произведен расчет категории помещения по пожарной
опасности для общеподстанционного пункта управления, в котором
располагается оборудование а
втоматики и релейной защиты подстанции.

Было определено, что в данном помещении
отсутствуют

горючие газы,
легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, горючие пыли или волокна,
вещества и материалы, способные взрываться и гореть при взаимодействии с
водой, ки
слородом воздуха или друг с другом.
Наиболее пожароопасным
материалом в данном помещении является поливинилхлорид, из которого
изготавливается электроизоляция проводов и кабелей, корпуса технического
оборудования. Рассчитанное значение пожарной нагрузки 1
242 МДж позволяет
присвоить данному помещению категорию В3.

Для обеспечения пожаробезопасности данного помещения
рекомендуется:



у
становить на входе и выходе помещения специальные
противопожарные двери сплошного сечения типа «ДП
-
01
-

ДЛ
-

(EI60)».
Данный ви
д дверей предназначен для защиты проемов в ограждающих
конструкциях зданий и сооружений различного назначения от распространения
пожара (могут защитить помещение и на протяжении часа
-

EI60 , т.е. предел
огнестойкости
-

60 минут) и его опасных факторов;



т
ак же помещение должно быть оборудовано системой газового
пожаротушения. Системы газового пожаротушения применяются в тех
случаях, когда применение воды может вызвать короткое замыкание или иное
повреждение оборудования;



с
огласно требованиям к противопожар
ной защите серверных
помещений, помещения с площадью более 24 м
2

оборудуются
автоматическими установками пожаротушения (АУП).




76


Заключение


В данном дипломном проекте была разработана автоматизированная
система мониторинга и управления
электроподстанцией (СМиУ ПС) «Акжар
-
2» 220к
В
.

Данная подстанция снабжает электроэнергией одноименный микрорайон
и другие районы в городе Актобе, а также Актюбинский рельсобалочный завод,
который входит в программу индустриализации Казахстана.


Для формиро
вания планируемой архитектуры системы было произведен
аналитический обзор современных систем мониторинга и управления
подстанцией и принципов построения современных автоматизированных
систем управления электроподстанциями. В результате сравнения СМиУ ПС о
т
трех крупных представителей в данной отрасли, был
выбран программно
-
технический

комплекс
SICAM

PAS

компании
Siemens
.


Была разработана архитектура СМиУ ПС «Акжар
-
2» 220кВ, состоящая
из трех структурных уровней: нижний, средний и верхний. На каждом из
дан
ных уровней было подобрано соответствующее техническое оборудование
и программное обеспечение.


Также в рамках СМиУ была реализована автоматизированная система
диспетчерского управления подстанцией «Акжар
-
2» в
SCADA
-
системе
WinCC
,
входящей в состав компле
кса
SICAM

PAS
.


Было выполнено технико
-
экономическое обоснование данного проекта.
Срок окупаемости проекта составил 4 года.
Расчетный коэффициент
эффективности капиталовложений (0.28) оказался больше среднеотраслевого
(0.15), что означает, что создание и в
недрение СМиУ ПС является
целесообразным.


В разделе «Безопасность жизнедеятельности» б
ыл выполнен расчет
системы кондиционирования помещения дежурного персонала подстанции и
расчет категории помещения пункта управления подстанции по пожарной
опасности.




77


Перечень сокращений


АС


автоматизированная система

АСДУ


автоматизированная система диспетчерского управления

АСКУЭ


автоматизированная система коммерческого учета
электроэнергии

АСУ ТП


автоматизированная система управления технологическим

процессом


АСУ ПС


автоматизированная система управления подстанцией


АРМ


автоматизированное рабочее место

АТ


автотрансформатор

АУП


автоматическая установка пожаротушения

ВУ


верхний уровень

ДП


диспетчерский пункт

ЗРУ


закрытое распределительное

устройство

ИБП


источник бесперебойного питания

ИК


инженерный компьютер

КА


коммутационный аппарат

КП


контролируемый пункт

КТС


комплекс технических средств

ЛЭП


линия электропередач

МП УРЗА


микропроцессорные устройства релейной защиты и
автоматики

НУ


нижний уровень

НЭС


Национальные электрические сети

ОПУ


общеподстанционный пункт управления

ОРУ


открыток распределительное устройство

ПЗУ


постоянное запоминающее устройство

ПК


персональный компьютер

ПЛК


программно
-
логический
контроллер

ПО


программное обеспечение

ПС


подстанция

ПТК


программно
-
технический комплекс

ПТС


программно
-
технические средств
а

ПУ


пункт управления


РДЦ


региональный диспетчерский центр

РЗА


релейная защита и автоматика

РПН


регулирование под наг
рузкой

РУ


распределительное устройство

СГП


система гарантированного питания

СМиУ ПС


система м
ониторинга и управления подстан
ц
и
ей

СУ


средний уровень

ТИ


телеизмерение

ТН


трансформатор напряжения

78


ТТ


трансформатор тока

ТУ


телеуправление

ТС


те
лесигнализация

УСО


устройство связи с объектом

ЩСН


щит собственных нужд

ЩПТ


щит постоянного тока



79


Список литературы


1.

Чичев С.И., Калинин В.Ф., Глинкин Е.И. Система контроля и
управления электротехническим оборудованием подстанции.


М.:
Издательский дом «Спектр», 2011г.


140 с.

2.

Сборник докладов специализиро
ванной тематической выставки
«Релейная защита и автоматика энергосистем

-

2008»
.


М.,

2008г.

3.

Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подста
нций 35
-
750кВ. Типовы
е решения.
-

ОАО
«Энергосетьпроект», 2007г.

4.

Шерешевский Л. А. Программно
-
технические средства Siemens для
АСОДУ в энергетике. //Энергетика Татарстана.


2007.

5.

Шерешевский Л. А. Применение систем телемеханики Siemens в
энергетике
. Е
-
принт статьи для журнала

"Автоматизация и IT в энергетике" №1,
2009.

6.

Power Automation System
-

SICAM PAS.
АСУТП объектов
энергетики. Руководство пользователя,
.
-

2009г.

7.

Станционный

модуль

SICAM (Station Unit).
Руководство
пользователя.
-

2010г.

8.

Программно
-
технический комплекс для

построения АСУ объектов
энергетики MicroSCAA Pro. Каталог продукции
.


М.,

2011г
.

9.

Система мониторинга и управления подстанциями
PACiS



Техническая презентация.


М.
, 2007г.

10.

Принципы создания АСУТП на подстанциях ЕНЭС.


М.
, 2008г.

11.

http://smart
-
grid.siemens.ru/products/relay
-
protection
-
devices/siprotec4/types/

12.

http://smart
-
grid.siemens.r
u/products/

13.

www.siemens.com/sicam

14.

Правила оформления нормальных схем электрических соединений
подстанций и графического отображения информации посредством ПТК и
АСУ ТП.

-

ОАО «ФСК ЕЭС», 2011.

15.

Шевяков Ю. В., Хан
С.Г. Выпускная работа на соискание степени
бакалавра. Методические указания к выполнению для студентов
специальности 050702 «Автоматизация и управление».
-

Алматы: АИЭС, 2008.
-

22с.

16.

Бекишева А.И. Методические указания к выполнению
экономической части
дипломной работы для бакалавров специальности 5
B
0703


Информ
ационные системы
.



Алматы: АУЭС,

2013.
-

24с

17.

Шиманская Т.А. Методические указания для проведения
практических занятий и выполнения курсового проекта по дисциплине
«Автоматизация электрических се
тей» для студентов дневного и заочного
отделений специальности Т 01.01.00 “Электроэнергетика” и 1
-
43 01 02
“Электроэнергетические системы и сети”.


Минск
,

2005
-

89с
.

80


18.

Садовская А.С. Научная статья на тему: «Опыт нормирования и
снижения потерь электроэнерг
ии в электрических сетях Казахстана».
Источник:

19.

Хайдаров К.А.
Системы

передачи электрической энергии
.
Источник:
http://bourabai.kz/toe/line.htm

20.

Материал преддипломной практики.

21.

Тарифные планы на электроэнергию 2015г. АлматыЭнергоСбыт:

http://www.esalmaty.kz/index.php/ru/rates
-
and
-
ser
vices/tariff
-
plans

22.

«Исходящая цена на электричество». Источник:

http://shygys.kz/rates/principles/

23.

СНиП РК 4.02
-
42
-
2006 «Отопление, вентиляция и
кондиционирование».


Астана
,

2007г.

24.

ГОСТ 12.1.005
-
88 «Общие

санитарно
-
гигиенические требования к
воздуху рабочей зоны».

25.

Хакимжанов Т.Е.

Безопасность жизнедеятельности. Расчет
аспирационных систем. Дипломное проектирование. Методические указания
для студентов всех форм обучения всех специальностей.
-

Алматы: АИЭС,
2
002г.

26.

Технический регламент «Общие требования к пожарной
безопасности» от 16 января 2009 г.

27.


СНиП РК 2.02
-
05
-
2009 «Пожарная безопасность зданий и
сооружений».


Астана
,

2010г.



Приложенные файлы

  • pdf 87546762
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий