Выбор средств автоматизации диспетчерского управления

Для рассматриваемой в проекте энергосистемы необходимо выбрать устройства телемеханики и обоснованно определить объём телеметрии, т.е. число каналов телеизмерений (ТИ) и телесигнализации (ТС) для каждого объекта системы, выбрать средства связи и показать общую схему информационного обеспечения, полагая, что диспетчерский пункт энергосистемы находится в районе нагрузочного узла 1.

ЭС топологически наблюдаема, если число и размещение телеизмерений таково, что ранг матрицы измеренных параметров режима не меньше числа неизвестных параметров режима. Это условие является необходимым и достаточным.

В данной курсовой работе рассматривается схема из 14 узлов, соответственно в каждом из них существует по четыре неизвестных параметра ­­– напряжение (фаза и модуль) и мощности узлов активная и реактивная, итого количество неизвестных параметров s составит 56. Чтобы обеспечить достаточную наблюдаемость режима необходимо равномерно и в достаточном количестве распределить устройства телеметрии. Следует учесть, что в настоящее время наиболее широкое распространение в ЭЭС получили ТИ перетоков мощностей по линиям электропередач, суммарных мощностей нагрузок и станций, модулей напряжений в узлах сети. Поэтому установим в каждом узле измерительные преобразователи напряжения Е885/2. Далее, необходимо установить на узлах электрической станции измерительные преобразователи частоты Е-858 и выдаваемой активной и реактивной мощности Е-849. Последние установим также на узлах всех подстанций 220 кВ и на 10 и 13 узле 110 кВ, а на остальных 110 кВ будет достаточно измерительных преобразователей Е-848 для измерения активной мощности.

№	Измеряемый параметр	Тип	Входной сигнал	Класс точности	Выходн. ток, mА	Потребл. ВА
	Напряжение	Е-855	0 – 125 В 75 – 125 В	0,5	0 – 5, 0–20	0,2
	Активная мощность трёхфазная	Е-848	0 – 1, 0 – 5 А 0 – 120 В 80 – 120 В	0,5	0 – 5,  5, 0–20	0,6 по АС,АВ,СВ 0,2
	Активная и реактивная мощность трёхфазная	Е-849	0 – 1, 0 – 5 А 0 – 120 В 80 – 120 В	1	0 – 5,  5, 0–20	4,0 по АС, 0,2 по ост., 0,2
	Частота	Е-858	45 – 52 Гц	0,02 Гц	0–5,0–20	2,0

Масштабы квантов по мощности для 8-и разрядного АЦП выбираются по следующей формуле:

.

Масштаб кванта по напряжению зависит от модификации вторичного преобразователя типа Е-855, определяющей тип его шкалы, для Е-855/2, имеющего усечённую шкалу

.

Масштаб кванта по частоте

Так как телепередача информации обо всех интересующих параметрах режима ЭЭС практически невозможна и экономически неоправданна при разработке вариантов всегда стремятся обеспечить наблюдаемость при минимальном количестве и длине каналов связи.

Поэтому из 56 неизвестных параметров 38 параметров будет измерено, остальные можно будет определить, использовав математическую модель системы на вычислительных комплексах.

Передачу ТС и ТИ осуществим по каналам связи, а именно самим линиям электропередач. В этом случае электрическая длина линии (ее сопротивление) может характеризовать длину канала связи. При расстановке средств ТС следует руководствоваться критерием минимального количества и длине каналов связи (линий в нашем случае).

При построении АСУ ТП используем технический комплекс «НЕВА», первые версии которого предназначались для регистрации электрических сигналов. В современной модификации все технические средства комплекса в соответствии с назначением разделены на следующие составные части:

• блок регистрации и контроля нормальных и аварийных режимов и учета электроэнергии (БРКУ) – основной блок системы;

• датчики аналоговых и дискретных сигналов;

• персональный компьютер (ПК);

• источник бесперебойного питания (ИБП).

Структурная схема комплекса показана на рис. 14. Один блок БРКУ позволяет контролировать 32, 64 или 96 параметров нормального режима, осциллографировать до 64 мгновенных значений тока и напряжения, контролировать до 288 дискретных сигналов от устройств РЗА, блок-контактов коммутационных аппаратов, счетчиков электроэнергии и других устройств.

Рис. 14

Подключенные к БРКУ сигналы от выключателей и разъединителей позволяют отображать текущее состояние схемы объекта на экране ПК, а сигналы с преобразователей типа Е дают возможность отобразить и текущие параметры нормального режима.

Записанные осциллограммы позволяют проводить всесторонний анализ аварийных событий, используя для этой цели построение векторных диаграмм, расчет фаз, симметричных составляющих тока и напряжения в любой момент доаварийного, аварийного и послеаварийного режима.

Главная электрическая схема подстанции

Главная электрическая схема станции ГЭС

Главная электрическая схема блочной ТЭЦ

ВЫВОД

В данной курсовой работе была использована схема из 14 узлов и 18 ветвей.

С целью оценки состояния энергетической системы была сформирована расчетная схема энергосистемы, по которой были заданы следующие исходные данные: топология электрической сети, параметры узлов и ветвей, графическая схема. Рассчитан установившийся режим, при котором все средства телемеханики работают безотказно, а программа распределяет потоки мощностей в зависимости от их показания, а также произведена оценка состояния режима, при котором были заданы заведомо ложные данные на основе результатов установившегося режима и коэффициентов искажения.

Несмотря на изменения параметров установившегося режима, операция по оценке состояния должна определять ложные показания датчиков и заменять их рассчитанными значениями. Этот эксперимент показал, что программный комплекс «Космос» способен рассчитывать режимы работы энергосистемы, несмотря на неточные показания средств телеизмерения, а также определять места, в которых необходима установка дополнительных средств телеизмерения по отклонениям активной и реактивной мощности, а также напряжения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- 4-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.: ил.

2. Методическое пособие по лабораторным работам по курсу «АСДУ в электроэнергетике».

3. Руководство пользователя ПВК «Космос».

- 37 -