150834 (Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ), страница 11
Описание файла
Документ из архива "Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "физика" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "физика" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "150834"
Текст 11 страницы из документа "150834"
где – выдержка времени вышестоящей защиты;
– выдержка времени нижестоящей защиты;
– ступень селективности по времени.
Ступень селективности для Micome Р123 состовляет: = 0,20 сек. при уставках по времени до 1с.; = 0,30 с. при уставках по времени до 2 с.
Защита согласована по времени с защитой секционного выключателя и с защитой отходящих линий, расчетным условием является защита секционного выключателя. Согласование защит по времени занесено в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 Согласование защит по времени
№ п/п | Наименование присоединения | Тип трансформ. тока | Коэфф. трансформации | Ток уставки , А | Ток уставки , А | Время срабатывания t, с |
Сторона 110 кВ | ТФЗМ-110Б | 100/5 | 40 | 2 | 2,3 | |
Ввод 6 кВ | ТЛК-10-3-7 | 1000/5 | 1200 | 6 | 1,9 | |
СМВ 6 кВ | ТЛК-10-3-7 | 500/5 | 760 | 7,6 | 1,4 | |
Ячейка №5 (фидер 24) | ТЛК-10-3 | 150/5 | 130 | 4,3 | 1,0 | |
Ячейка №7 (фидер 4) | ТЛК-10-3 | 50/5 | 40 | 3,8 | 1,0 | |
Ячейка №8 (фидер 21) | ТЛК-10-3 | 50/5 | 120 | 3,8 | 1,0 | |
Ячейка №9 (фидер 14) | ТЛК-10-3 | 50/5 | 40 | 2 | 1,0 | |
Ячейка №12 (фидер 6) | ТЛК-10-3 | 100/5 | 45 | 4,4 | 1,0 | |
Ячейка №13 (фидер 3) | ТЛК-10-3 | 50/5 | 90 | 4,2 | 1,0 | |
Ячейка №16 (фидер 2) | ТЛК-10-3 | 50/5 | 45 | 4,3 | 1,0 | |
Ячейка №19 (фидер 1) | ТЛК-10-3 | 150/5 | 195 | 6,1 | 1,0 |
4.7 Выводы по главе 4
Данная глава посвящена выбору и расчету релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Для трансформаторов и линии согласно техническому заданию установили устройства релейной защиты на микропроцессорной основе. Одним из главных достоинств микропроцессорных реле защиты является осуществимость реализации целого ряда функций и характеристик. Для выборы необходимых нам микропроцессорных блоков в главе проведено сравнение нескольких видов микропроцессорных устройств. Для установки на подстанции «Гежская» предусмотрены терминалы Micom Р123 и Р632.
Micom Р123 устанавливаем по низкой стороне трансформатора и секционного выключателя. Дифференциальная защита осуществляем на терминале Micom Р632.
Особенность дифференциальной защиты трансформатора в том, что используется 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, при этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей.
Чувствительность защит удовлетворяет условиям ПУЭ.
Для повышения надёжности и бесперебойности работы систем электроснабжения применили противоаварийную автоматику (АПВ и АВР). Функцию АПВ и АВР выполняют микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM », содержащуюся в программной логической части.
Глава 5. СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии. В настоящее время существует множество систем специально разработанных для решения задач автоматизации и диспетчерского управления.
В результате оснащения энергообьектов системами автоматизации, микропроцессорными средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигается существенный экономический эффект за счет оптимизации режимов производства, передачи и распределения электроэнергии, предотвращения аварийных ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения.
Следует учесть, что на подстанции применены новые типы панелей защиты и автоматики Micom, которые позволяя.n ликвидировать короткие замыкания в сети за минимальный промежуток времени с требуемой селективностью и высокой надёжностью отключения основного оборудования, а также дают возможность не только отслеживать в реальном времени показатели работы всего технологического комплекса подстанции, но и на основе принятой концепции построения системы диспетчерского и технологического управления организовывать автоматизированное рабочее место для релейного персонала, позволяющее вести единую базу данных событий с последующим ретроспективным анализом аварийных ситуаций, произошедших на данном оборудовании.
По своему принципу построения все АСУ делятся на два типа: одноуровневые и многоуровневые. Различия между двумя этими типами следующее: в одноуровневой системе вся информация с конечных устройств поступает в один компьютер и не передается дальше, в многоуровневых системах вся информация собранная одним компьютером (или несколькими ПК) передается на следующий уровень, т.е. на следующий ПК.
5.1 Одноуровневая и многоуровневые системы
Одноуровневая система применяется в случае, если компьютер диспетчера и конечные устройства (с которых происходит сбор информации) находятся на одном объекте и расстояние между ними не превышает 1200 м.
Многоуровневая система применяется, если:
-
между компьютером диспетчера и конечными устройствами расстояние более 1200 м;
-
необходимо контролировать с одного диспетчерского места несколько объектов (например, ПС, РП);
-
необходимо обеспечить несколько диспетчерских мест;
-
необходимость стыковки нашей системы АСУ с другой системой АСУ;
При внедрении на ПС «Гежская» микропроцессорных устройств РЗА, центральная сигнализация и телемеханика организовывается через локальную сеть и коммутируемые каналы связи (телефонная АТС, выделенный канал и т.д.). В многоуровневой системе вся информация собранная микропроцессорными устройствами РЗА поступает на шлюзовый компьютер, где она проходит первичную обработку (выделение приоритетных сигналов, создание базы данных и т.д.). После установления связи с компьютером диспетчера, установленным на расстоянии от сотен метров до десятков километров, сначала передается информация с высоким приоритетом (аварийные сигналы и срабатывания защит), а затем с более низкими приоритетами (кратковременные незначительные отклонения от нормы и текущие измерения и т.д.). После полного опроса ПС, в автоматическом режиме, компьютер диспетчера (верхнего уровня) перейдет к опросу следующей ПС.
Для выполнения любых оперативных действий (например, включить/отключить выключатель, вкатить/выкатить тележку выключателя), диспетчеру достаточно установить связь (если она не установлена) с требуемой ПС и дать команду компьютеру на выполнение конкретного действия. Все действия оператора, аварийные и текущие измерения и срабатывания защит заносятся в защищенную базу данных, которая доступна только для просмотра и анализа.
5.2 Система управления MicroSCADA
Для осуществления сбора, хранения, обработки и представления информации в удобном для диспетчера виде на верхнем уровне предлогаем установку SCADA производства ABB типа MicroSCADA.
MicroSCADA одна из систем разработанных для решения задач автоматизации и диспетчерского управления в энергетике.
Функции системы MicroSCADA:
-
Сбор и первичная обработка информации телеконтроля (ТС и ТИ) от устройств процесса;
-
Организация и ведение процесса оперативной базы данных (БД), обновляемой в темпе процесса;
-
Дополнительная обработка информации, расчеты, формирование ретроспективных отчетов и сохранение их в специальной неоперативной базе данных;
-
Контроль за состоянием объектов управления, формирование предупреждающих и аварийных сигналов и сообщений, управление событиями и аварийными сигналами;
-
Ручной ввод данных и команд управления с помощью средств человеко-машинного интерфейса;
-
Формирование и передача команд телеуправления устройствам процесса с предварительной проверкой возможности операций;
-
Выполнение автоматических процедур управления по заданному условию;
-
Контроль и управление доступом пользователей системы;
-
Автоматическая самодиагностика состояния оборудования системы управления, устройств связи и устройств процесса;
-
Автоматизация ведения оперативной диспетчерской документации установленной формы;
-
Обеспечение обмена информацией с другими программными пакетами, БД и АСУ на данном или верхнем уровнях управления;
-
Системное обслуживание и администрирование системы;
-
Графический интерфейс пользователей для взаимодействия с системой управления и с управляемым процессом, построенный по стандартам Windows;
-
Циклическая синхронизация системного времени и др.
Характеристики системы:
-
Высокая степень апробированности технологии построения АСДУ (Автоматизированных Систем Диспетчерского Управления) на базе системы MicroSCADA и базового ПО (более 1300 объектов, более чем в 40 странах);
-
Высокие пределы допустимой емкости информационной модели процесса (более 200 млн. значений параметров с объемом памяти для БД 3,2 Гбайт), обновляемой в темпе процесса;
-
Развитые средства описания, регистрации, обработки, хранения информации в базах данных реального времени и ретроспективы, а также обмена данными между компонентами системами, основанные на использовании специальных логических понятий: объекты системы (9 типов), объекты процесса (8 типов), прикладные объекты (9 типов), и их статических и динамических характеристик (атрибутов);
-
Многообразие вариантов наглядного графического отображения контролируемого процесса с использованием стандартных и специальных для прикладной области графических элементов и приемов (мнемосхемы, однолинейные схемы электрических соединений, граф топологии сети в масштабе и географических координатах, фон географической карты);
-
Возможность интеграции в единую систему управления компонент MicroSCADA с имеющимися и новыми прикладными пакетами пользователя (АРМами, АСУ ТП, организационно- хозяйственными АСУ), а также обеспечение обмена данными с офисными приложениями Windows (MS WORD, MS EXCEL и т.п.) и базами данных (ORACLE и т.п.) за счет использования широкого спектра поддерживаемых протоколов и процедур обмена данными;
-
Поддержка параллельных независимых каналов связи с определением отдельного вида протокола для каждого канала, возможность оперативного и неоперативного выбора используемых линий связи;
-
Возможность стыковки с практически любыми устройствами телемеханики и контроллерами процесса зарубежных и отечественных производителей за счет использования: стандартных протоколов обмена, специальных адаптеров, разработки конверторов протоколов;
-
Возможность подключения различных дополнительных диспетчерских средств отображения: мозаичных щитов, панелей индикации, проекционных систем и т.д.
5.3 Автоматизация ПС 110/6 кВ «Гежская»
АСУ Э представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), реализованный в виде иерархической (многоуровневой) системы.
Устройства верхнего уровня: