Автоматизация работы электрических сетей

Автоматизация систем управления энергоснабжением

Автоматизированная система управления или АСУ — комплекс аппаратных и программных средств, предназначенный для управления различными процессами в рамках технологического процесса, производства, предприятия. АСУ применяются в различных отраслях промышленности, энергетике, транспорте и т.п.

С целью повышения эксплуатационной надежности, долговечности и эффективности работы энергетического оборудования, для решения задач диспетчерского, производственно-технологического и организационно-экономического управления энергохозяйством предприятия могут оснащаться автоматизированными системами управления энергохозяйством (АСУЭ) .

Указанные системы являются подсистемами автоматизированной системы управления предприятием (АСУП) и должны иметь необходимые средства передачи информации от диспетчерских пунктов питающей энергосистемы в объеме, согласованном с последней.

Комплексы задач АСУЭ в каждом энергохозяйстве должны выбираться исходя из производственной и экономической целесообразности, с учетом рационального использования имеющихся типовых решений и возможностей эксплуатируемых технических средств.

Автоматизированная система управления электрохозяйством (АСУ СЭС) является составной частью АСУЭ и, как правило, имеет в своем составе системы диспетчерского управления электроснабжением и ремонтом электроустановок, распределением и сбытом электроэнергии, а также системы управления производственно-экономическими процессами в электрохозяйстве.

Для контроля и учета энергоресурсов (электроэнергии, тепла, воды) в состав АСУЭ включается специальная подсистема АСКУЭ (автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов) . Отдельно следует выделить подсистему тепло- и водоснабжения предприятия в АСУЭ.

Автоматизированная система управления электрохозяйством обеспечивает следующие функции:

отображение текущего состояния главной схемы электроснабжения в виде мнемосхемы;

измерение, контроль, отображение и регистрация параметров;

обработка и вывод информации о состоянии главной схемы и оборудования в текстовой (табличной) и графической форме;

дистанционное управление переключением выключателей главной схемы с контролем действий дежурного;

обработка данных установившихся режимов для различных эксплуатационных целей;

диагностика защит и автоматики с аварийной сигнализацией;

дистанционное изменение установок цифровых РЗА, управление их вводом в работу;

регистрация и сигнализация возникновения феррорезонансных режимов в сети;

проверка достоверности входной информации;

диагностика и контроль оборудования;

формирование базы данных, хранение и документирование информации (ведение суточной ведомости, ведомости событий, архивов);

технический (коммерческий) учет электроэнергии и контроль энергопотребления;

контроль параметров качества электроэнергии;

автоматическое противоаварийное управление;

регистрация (осциллографирование) параметров аварийных и переходных процессов и анализ осциллограмм;

контроль режима аккумуляторной батареи и изоляции ее цепей;

диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ СЭС;

передача информации о состоянии системы электроснабжения в технологическую АСУ по ее каналу связи на ЦДП и в другие службы предприятия.

На рис. 1 показана примерная структура схема АСУ СЭС компрессорной станции. Структура АСУ СЭС зависит от типа КС (электроприводная или газотурбинная), наличия на КС электростанция собственных нужд (ЭСН) и от режимов ее работы. Также имеет значение степень интеграции ЭСН в систему электроснабжения (СЭС).

Рис. 1. Структурная схема АСУ СЭС КС

Ниже перечислены объекты СЭ, входящие в АСУ СЭС:

открытое распределительное устройство 110 кВ (ОРУ-110 кВ);

комплектное распределительное устройство 6-10 кВ (КРУ 6-10 кВ);

электростанция собственных нужд;

комплектная трансформаторная подстанция (КТП) собственных нужд (СН);

КТП производственно-эксплуатационного блока (КТП ПЭБа);

КТП агрегатов воздушного охлаждения газа (КТП АВО газа);

КТП вспомогательных сооружений;

КТП водозаборных сооружений;

автоматическая дизельная электростанция (АДЭС);

общестанционный щит станции управления (ОЩСУ);

щит постоянного тока (ЩТП);

системы кондиционирования и вентиляции и др.

Основные отличия АСУ СЭС от технологических АСУ заключается в:

высоком быстродействии на всех уровнях процесса управления, адекватной скорости процессов, протекающих в электрических сетях;

высокой защищенности от электромагнитных влияний;

структуре программного обеспечения.

Поэтому, как правило, АСУ СЭС при проектировании выделяется в отдельную подсистему, связанную с остальными АСУ через мост. Хотя в настоящее время имеются принципы и возможности построения глубоко интегрированных систем.

Режим работы технологического оборудования определяет режим работы энергетического оборудования. Поэтому подсистема АСУЭ в целом полностью зависит от технологических процессов. Подсистема АСУЭ как и АСУ ТП фактически определяют возможность построения информационно управляющих систем производством.

Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии обеспечивает общеизвестные преимущества организации учета при помощи автоматизированных систем контроля, учета и управления электропотреблением. Такие системы долгие годы применяются как за рубежом, так и в России на средних и крупных промышленных предприятиях. Кроме функций учета, они обычно также осуществляют контроль и управление электропотреблением на этих предприятиях.

Основной экономический эффект для потребителя от применения этих систем состоит в уменьшении платежей за используемую энергию и мощность, а для энергокомпаний в снижении пиков потребления и уменьшении капиталовложений на наращивание пиковых генерирующих мощностей.

Основные цели АСКУЭ:

применение современных методов учета расхода электроэнергии;

экономия средств из-за снижения платежей за потребляемую электроэнергию;

оптимизация режимов распределения электроэнергии и мощности;

переход на многотарифный учет электроэнергии; – оперативный контроль полной, активной, реактивной мощностей и др.;

контроль качества электроэнергии. АСКУЭ обеспечивает решение следующих задач:

сбор данных на объекте для использования при коммерческом учете;

сбор информации на верхнем уровне управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между субъектами рынка (в том числе и по сложным тарифам);

формирование баланса потребления по подразделениям и предприятию в целом и по АО-энергозонам;

оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;

контроль достоверности показаний приборов учета электроэнергии и мощности;

формирование статистической отчетности;

оптимальное управление нагрузкой потребителей;

проведение финансово-банковских операций и расчетов между потребителями и продавцами.

Структурная схема АСКУЭ представлена на рис. 2.

Рис. 2. Структурная схема АСКУЭ: 1 – счетчик электрической энергии, 2 – контроллер сбора, обработки и передачи показаний электрической энергии, 3 – концентратор, 4 – центральный сервер АСКУЭ, 5 – модем для связи с электросбытом, 6 – автоматизированное место (АРМ) АСКУЭ

АСУ ТП электростанций – это интегрированная автоматизированная система, состоящая из двух основных подсистем: АСУ электрической части и АСУ тепломеханической части, к которым предъявляются совершенно разные требования.

Основные задачи интегрированной АСУ ТП электростанции заключаются в обеспечении:

устойчивой работы электростанции в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах;

возможности включения АСУ ТП электростанции в АСУ диспетчерского управления высшего уровня.

АСУ теплоснабжения или АСУ тепло – это интегрированная, многокомпонентная, организационно-технологическая автоматизированная система управления тепловым хозяйством.

АСУ теплоснабжения позволяет:

повысить качество теплоснабжения;

оптимизировать работу теплового хозяйства путем осуществления заданных технологических режимов;

снизить потери тепла благодаря раннему обнаружению аварийных ситуаций, локализации и устранению аварий;

обеспечить связь с верхними уровнями управления, что существенно повышает качество управленческих решений, принимаемых на этих уровнях.

§ 19.2. Автоматизация электроснабжения

Автоматизация в системах электроснабжения потребителей призва­на обеспечивать защиту оборудования и исключать аварийные ре­жимы его работы, осуществлять постоянный контроль за парамет­рами сети и оборудования, переключать питание при необходимости с одной линии на другую. Благодаря автоматизации повышается на­дежность работы электрических установок, сокращается количество обслуживающего персонала, что уменьшает эксплуатационные рас­ходы и способствует сокращению числа аварий по вине персонала.

Как известно из «Правил устройства электроустановок», все электроприемники потребителей электроэнергии делят на три кате­гории в отношении надежности электроснабжения.

К первой категории относят электроприемники, перерыв в элек­троснабжении которых представляет опасность для жизни людей, может нанести значительный ущерб народному хозяйству, привести к массовому браку продукции, расстройству сложного технологиче­ского процесса, нарушить особо важные элементы городского хозяй­ства.

Ко второй категории относят электроприемники, перерыв в элек­троснабжении которых связан с простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

К третьей категории относят все остальные токоприемники, не вошедшие в определение первой и второй категорий.

В условиях городского хозяйства к первой категории относят ответственные электроприемники различных сооружений с массо­вым скоплением людей (метро, городской электрический транспорт, театры, кино, крупные стадионы, универмаги и т. д.); операцион­ные лечебных учреждений и родильных домов; технические и сило­вые установки, определяющие работоспособность радиосвязи, те­лефона, противопожарных, водопроводных, канализационных установок и т. д. Сюда относят также силовое оборудование высот­ных зданий (пожарные насосы, лифты); аварийное освещение. Ко второй категории относят электроприемники всех зданий высотой более пяти этажей, административно-общественных зданий, лечеб­ных и детских учреждений, школ и учебных заведений, централь­ных тепловых пунктов, квартальных котельных и т. д. К третьей ка­тегории относят электроприемники небольших поселков, производ­ственных предприятий, не вошедшие в первые две категории, и т. д. Потребители первой категории должны обеспечиваться электро­энергией от двух независимых фидеров, а в ряде случаев иметь свои автономные (аварийные) источники питания. Перерыв в подаче электроэнергии допустим лишь на время автоматического включе­ния резервного питания.

Для приемников второй категории допустим перерыв электро­снабжения на время, необходимое для включения резерва вручную обслуживающим персоналом. Однако для рационального построе­ния городских электросетей автоматизируют в ряде случаев резерв­ное питание и для приемников второй категории.

Средства автоматики получили широкое распространение как в системах электроснабжения промышленных предприятий, так и в городских электрических сетях. Из различных устройств автомати­зации рассмотрим наиболее ответственные и часто встречающиеся — автоматическое повторное включение (АПВ) и автоматическое включение резерва (АВР).

Автоматическое повторное включение (АПВ) предназначено для быстрого автоматического восстановления питания потребите­лей после самоликвидации кратковременных коротких замыканий. Как показывает опыт эксплуатации, при кратковременных ко­ротких замыканиях изоляция поврежденного места быстро восста­навливается и отключившаяся линия при повторном включении остается в работе. Эффективность АПВ тем выше, чем быстрее следует оно за аварийным отключением выключателя, т. е. чем меньше время перерыва питания потребителей.

Читайте также:  Разновидности силиконового герметика для крытых и открытых поверхностей

Цикл АПВ — время от момента подачи сигнала на отключение выключателя до его повторного включения выбирается таким, что­бы: а) за время бестоковой паузы успело произойти восстановле­ние изоляции в месте ее нарушения; б) выключатель был готов к повторному включению; в) после включения выключатель мог отключить поврежденную цепь в случае ее невосстановления.

В электрических системах применяют устройства АПВ: одно­кратное— с одним циклом, двукратное — с двумя последователь­ными циклами и трехкратное — с тремя последовательными цик­лами.

Наиболее распространено устройство АПВ однократное, как наи­более простое, обеспечивающее 70—90% успешных включений. Двукратное АПВ при неуспешном первом цикле АПВ дает во вто­ром цикле 10—15% успешных включений. Это устройство применя­ется на необслуживаемых подстанциях, на подстанциях без выключателей на стороне пита­ния и на одиночных ли­ниях тупиковых подстан­ций. Трехкратное АПВ применяется редко и дает всего 2—3% успешных включений.

Рассмотрим схему АПВ (рис. 19.1), снаб­женную выключателем с электромагнитным при­водом. В схеме примене­но типовое устройство АПВ с управлением на постоянном токе напря­жением ПО В (очерчено штриховой линией), типа РПВ-58, состоящее из ре­ле 1ЭВ, 2ЭВ, конденса­тора С, трех резисторов.

В исходном состоянии схемы выключатель В включен, переключатель автоматики ПА установ­лен в положение А, ключ КУ — в положение 0, кон­денсатор С — заряжен. ;При срабатывании ре­лейной защиты, в случае короткого замыкания, за­мыкается контакт 1РЗ, включается катушка привода выключателя КО и выключатель В отключается (в схему могут быть введены контакты реле защиты 2РЗ, запрещающие АПВ). Пуск схемы АПВ происходит при положении ключа Л «Включено» и включенного контакта реле положения 1ЭП. Реле .времени 1ЭВ замыкает с выдержкой свой контакт в цепи реле 2ЭП, которое срабатывает от конденсатора С. Реле 2ЭП замы­кает контакт в цепи контактора К, который включает катушку включения привода выключателя В, и происходит включение вы­ключателя. Это сигнализируется лампами Л К, ЛЗ, Л С. Однократность действия обеспечивается тем, что: а) при от­ключении выключателя В защитой реле 2ЭП он не может срабо­тать вторично, так как конденсатор С разрядился при первом срабатывании; б) при отключении выключателя В ключом управле­ния реле 2ЭП не включится, так как конденсатор С разряжен замкнутыми контактами КУ через резистор; в) при срабатывании защиты, после которой АПВ не должно срабатывать, замыкаются контакты 2РЗ и разряжают конденсатор С, что исключает дейст­вие АПВ.

В схеме предусмотрена блокировка АПВ с помощью реле ЗЭП, действующая при неудачном АПВ.

Автоматическое включение резерва. Одним из наиболее эффек­тивных способов обеспечения потребителей электроэнергией явля­ется наличие двух электрических соединений с источником питания или наличие двух источников питания и соединение каждого со своей группой нагрузки.

В первом случае нарушение электроснабжения восстанавлива­ется автоматически включением резервной линии секционным вы­ключателем. Питание потребителей при этом переводится на одну линию или на один трансформатор. Во втором случае включается резервный источник питания, после отключения рабочего источ­ника.

Пуск в действие АВР может осуществляться реле минимально­го напряжения, контролирующим напряжением на отдельных сек­циях шин. Эффективное действие АВР обеспечивается при доста­точной мощности резервного источника питания или (при необхо­димости) автоматической разгрузкой по току (отключение потре­бителей).

Рассмотрим типовую схему АВР, выполненную на секционном выключателе с пружинным приводом (рис. 19.2). В состав схемы входит: двигатель привода Д, отключаемый конечным выключате­лем ВК выпрямитель, питающий реле блокировки РБ; выключа­тели и 2В, включенные при отключенном выключателе В; лампа ЛГ, сигнализирующая о готовности АВР к работе; избиратель уп­равления, установленный в положение АВР; реле минимального на­пряжения1РН4РН и реле блокировки РБ (включены в исходном состоянии); контакт пружинного привода Впр, (замкнут).

Схема АВР работает следующим образом. При исчезновении на­пряжения на первой секции срабатывают реле напряжения 1РН и 2РН и включается реле 1РВ от трансформатора напряжения 1ТН. Реле 1РВ с выдержкой времени через промежуточное реле 1РП от­ключает выключатель 1В, и его блок-контакт включает электро­магнит включения выключателя Ввкл. При этом освобождается пру­жина привода выключателя В, который, включаясь, восстанавлива­ет питание первой секции. Одновременно заводится двигатель Д для последующих операций включения. При исчезновении напря­жения на второй секции схема работает аналогично. Реле блоки­ровки РБ обеспечивает однократность действия АВР, так как при отключении выключателей вводов и реле РБ размыкает с выдержкой времени цепь включающего электромагнита Ввкл.

Автоматизация систем управления и мониторинга электроэнергетики

• Какие основные задачи автоматизации системы управления объектами электроэнергетики?
• Какие применяются датчики, приборы мониторинга и устройства управления электроснабжением?
• Что такое автоматизированная система управления энергетическим хозяйством промышленного предприятия?
• Что такое АСУД и для чего она предназначена, какие функции на нее возложены?

Электроэнергетическая система (далее — ЭЭС) — электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные сходством процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

Автоматизация широко используется в электроэнергетике. Под автоматизацией ЭЭС понимают их оснащение отдельными устройствами и системами для управления производством, передачей и распределением электрической энергии в нормальных и аварийных режимах без участия человека. Роль автоматики, уровня ее совершенства, исключительно важна для обеспечения надежности ЭЭС.

Ввиду широкого использования электрической энергии абсолютно во всех сферах жизнедеятельности человека выход из строя энергосистемы, нормальная работа которой во многом определяется надежностью автоматики, приведет к негативным, а зачастую и катастрофическим последствиям.

Зачем нужно автоматизировать управление объектами электроэнергетики рассмотрим на схеме 1.

Схема 1
Задачи автоматизации системы управления объектами электроэнергетики

Сегодня на рынке электроэнергии мы наблюдаем общемировую тенденцию по внедрению в энергосистему интеллектуальных электросетей и подстанций нового поколения. «Умные» сети играют важную роль в развитии энергетики и решают множество задач предприятий данной отрасли. Подстанция — это неотъемлемый структурный элемент любой энергосистемы, выполняющий функцию преобразователя напряжения. Автоматизация управления подстанций позволяет оперативно реагировать в случае нештатных ситуаций в работе электрической сети, исключать сбои и повреждения, гарантируя стабильное качество электроэнергии.

Важнейшим показателем совершенства ЭЭС является качество электроэнергии, под которым прежде всего подразумевается стабильность величины напряжения и его частоты. Отклонение этих параметров от номинальных значений приводит к ухудшению работы потребителей электроэнергии.

Для повышения надежности электроснабжения широко применяются автономные источники электроэнергии в виде дизельных электростанций, газотурбинных установок, установок гарантированного электропитания с использованием различных первичных источников энергии. Их нормальное функционирование также невозможно без автоматических систем управления.

Для контроля и управления режимами источников электроэнергии, обеспечения бесперебойного снабжения потребителей, координирования ликвидацией аварий в энергосистеме создаются службы диспетчерского управления энергосистемой. В настоящее время сложность задач оперативного управления крупными ЭЭС приводит к тому, что диспетчер не в состоянии проконтролировать все узловые точки электрической сети и не способен достаточно быстро произвести операции по ее управлению. Поэтому на автоматику возлагаются операции по управлению ЭЭС с требуемой точностью, надежностью и быстродействием, соизмеримым с длительностью электромагнитных и электрических процессов, происходящих в системе.

Автоматизация начинается с применения автоматических устройств для управления отдельными объектами (схема 2).

Схема 2
Классификация автоматизации устройств

В автоматизацию систем управления и мониторинга электроэнергетики также входит система автоматизированной системы учета энергопотребления (далее — АСУЭ).
АСУЭ — автоматизированная система управления энергетическим хозяйством промышленного предприятия.

Как правило, АСУЭ обеспечивает реализацию ряда функций, в частности, это:
• определение потребности в ресурсах и планирование их расхода по видам деятельности предприятия;
• управление производством, распределением и потреблением энергоресурсов;
• анализ расхода энергетических ресурсов и затрат на их производство;
• контроль состояния оборудования;
• организация и управление техобслуживанием и ремонтом энергетического оборудования
диагностика энергооборудования;
• передача информации в смежные системы автоматизации

Автоматизированную систему управления можно условно разделить на три уровня взаимодействия (схема 3).

Схема 3
Уровни взаимодействия АСУЭ

Датчики, приборы мониторинга и устройства управления

Датчики системы управления электроснабжением служат для, сбора и передачи информации о наличии людей в помещении, уровне освещенности, температуре на устройствах подогрева и т.п. Данные передаются в систему управления, и на основе их показаний система автоматизации активирует соответствующий режим работы.

Показания датчиков предоставляются диспетчеру через систему мониторинга, которая предназначена для выполнения следующих функций:
• непрерывного контроля состояния оборудования, установленного на объекте;
• выдачи предупредительной и аварийной сигнализации на диспетчерский пульт;
• удаленного управления обслуживаемым оборудованием с диспетчерского пульта;
• предоставления собранной информации на диспетчерском пульте в удобном пользователю виде;
• архивирования информации в базе данных;
• ведения журнала событий по аварийной и предупредительной сигнализации, а также действиям обслуживающего персонала (диспетчера);
• формирования отчетов по шаблонам пользователя на основании собранных данных.

Зачем стоит применять ресурсосберегающее оборудование и внедрять автоматическую систему управления и диспетчеризации (далее — АСУД), рассмотрим на схеме 4.

Схема 4
Преимущества ресурсосберегающего оборудования и АСУД

Автор: Дмитрий Красов, эксперт в сфере энергетики и ЖКХ

Читайте также:  Паркетная доска: уникальное напольное покрытие для дома

Убедитесь, что вы подписаны на журнал и вся необходимая информация — под рукой!

Автоматизация управления подстанций АСУ ТП

Автоматизированная система управления технологическими процессами подстанций позволяет повысить эффективность работы энергетического оборудования, сократить эксплуатационные расходы и облегчить управление энергообъектом в целом. Известно, что отрасль электроэнергетики имеет национальное значение в экономике России. Развитие электрических сетей, усложнение режимов их работы, увеличение пиковых нагрузок, стареющая инфраструктура сети – эти и другие проблемы побуждают предприятия электроэнергетики автоматизировать управление энергохозяйством.

Автоматизация подстанций дает предприятию бизнес-преимущества:

  • Повышение эффективности функционирования подстанций;
  • Рост уровня надежности электроснабжения потребителей;
  • Исключение ошибочных действий дежурного персонала;
  • Равномерное распределение нагрузки на электрическую сеть;
  • Эффективное управление системой электроснабжения;
  • Обеспечение безопасной работы электросетей и оборудования;
  • Снижение коммерческих потерь в сетях и косвенных затрат.

Потребность в электроэнергии растет, а процессы производства, передачи и потребления требуют совершенствования. Электрическая сеть – основа электросетевой компании, поэтому управление и контроль за состоянием сети и технологическими параметрами имеет высокое значение. Автоматизация энергетических объектов способствует удовлетворению растущей потребности в качественной и бесперебойной электроэнергии как энергоемких промышленных предприятий, так и населения. Результат внедрения АСУ ТП подстанций: повышение надежности сети, снижение затрат, исключение риска аварий и оптимальное распределение нагрузки.

Роль интеллектуальных энергосистем

Интеллектуальные энергосистемы созданы для более эффективного управления энергией за счет оптимизации процессов производства и распределения электроэнергии, снижения потерь, повышения надежности энергообъекта. Эффективность деятельности производителей электроэнергии, энергосбытовых и электросетевых компаний в значительной мере зависит от внедрения новых технологий передачи и распределения электроэнергии, модернизации электротехнических устройств и построения системы управления. Для субъектов электроэнергетики АСУ ТП подстанций – это способ повышения надежности электроснабжения потребителей, за счет снижения потерь энергии в электрических сетях, уменьшения ошибок персонала, сокращения числа аварийных ситуаций.

Автоматизация управления объектами электроэнергетики позволяет:

  1. повысить устойчивость работы эл. станций и сетей;
  2. уменьшить аварийность и потери электроэнергии;
  3. снизить затраты на ремонт энергетического оборудования.
  4. поддерживать установленные параметры для энергосистемы;
  5. обеспечить экономичный режим работы электрических сетей.

Сегодня на рынке электроэнергии мы наблюдаем общемировую тенденцию по внедрению в энергосистему интеллектуальных электросетей и подстанций нового поколения. «Умные» сети играют важную роль в развитии энергетики и решают множество задач предприятий данной отрасли. Подстанция – это неотъемлемый структурный элемент любой энергосистемы, выполняющий функцию преобразователя напряжения. Автоматизация управления подстанций позволяет оперативно реагировать на нештатные ситуации в работе электрической сети, исключать сбои и повреждения, гарантируя стабильное качество электроэнергии.

Описание АСУ ТП подстанций

Верхний уровень системы включает АРМ оператора, средства локальной вычислительной сети и серверы. На экране компьютера отображаются данные о технологических объектах и состоянии оборудования электростанции. На нижнем уровне содержатся программно-технические средства: контроллеры, логические автоматы, средства отображения информации, вспомогательное оборудование. В функции нижнего уровня входит обработка информации в ПЛК, формирование управляющих воздействий на агрегаты, отдельные защитные функции. В состав полевого оборудования входят: преобразователи напряжения, оборудование ввода/вывода, защитная автоматика и др.

АСУ ТП подстанций содержит функции:

  1. релейной защиты,
  2. оперативного управления,
  3. автоматического управления.

Безусловно, всем элементам подстанции необходима надежная защита, своевременная диагностика, анализ и сигнализация для исключения риска сбоев и аварийных ситуаций. Источниками информации для системы служат: устройства противоаварийной автоматики, релейной защиты, регистраторы аварийных процессов, счетчики, анализаторы качества электроэнергии, контроллеры, системы сигнализации и др. Оперативно-диспетчерское управление энергообъектом и контроль за режимом работы электроустановки позволяет операторам анализировать все необходимые данные в режиме реального времени.

Ход технологического процесса, состояние коммутационных аппаратов, операционные данные, технические показатели работы электрооборудования, параметры электрической сети – вся информация своевременно поступает оперативному персоналу. Повышается управляемость энергообъекта, обеспечивается безаварийная работа подстанций и расширяются возможности энергосистемы. В автоматическом режиме осуществляется управление напряжением, реактивной мощностью и управление составом трансформаторов.

Заказать разработку АСУ ТП подстанций

Инженерно-технический опыт компании ООО «Олайсис» позволяет разрабатывать и внедрять надежные системы автоматизации для энергообъектов. Наши решения создаются с учетом потребностей предприятий электроэнергетики и полностью отвечают требованиям надежности и безопасности. Субъекты рынка электроэнергии, нацеленные на бесперебойное электроснабжение потребителей, отмечают экономическую эффективность АСУ ТП подстанций. Автоматизированный мониторинг и управление подстанцией – это оптимальный способ повышения производительности работы электросетей, надежности агрегатов, качества электроэнергии и эффективности управления подстанцией.

Автоматизация помогает оптимизировать режим работы энергосистемы, снизить капитальные затраты на ремонт оборудования, исключить риск неисправностей и аварий по вине персонала, контролировать показатели качества электроэнергии, обеспечить надежность энергоснабжения. ООО «Олайсис» имеет профессиональный опыт внедрения системы диспетчерского управления электроснабжением, системы телемеханики для управления электрическими сетями, систем управления производственно-экономическими процессами в электрохозяйстве, подсистемы учета энергоресурсов АСКУЭ. У нас заказывают услуги проектирования, монтажа, наладки АСУ ТП, разработку ПО, поставку оборудования, изготовление шкафов автоматики.

© ALLICS – опытная и уважаемая российская IT компания, 2019 г.
Политика конфиденциальности
Все права защищены.

Автоматизация работы электрических сетей

Надежность распределительных электрических сетей 6 (10) кВ.
Традиционные средства автоматизации

Анатолий Овчинников, зам. ген. директора Ассоциации «Мособлэлектро», заслуженный энергетик РФ Сейчас электрические сети городов развиваются за счет индивидуального строительства и увеличения числа ответственных потребителей. Их электроснабжение должно быть надежным и бесперебойным. Наиболее сложные проблемы связаны не со схемами электроснабжения, а с заменой устаревших конструкций. Отмечу, что в России нормы надежности по продолжительности ликвидации перерывов конкретно установлены только для потребителей I (время работы АВР) и III категории (не более 24 часов). Для потребителей II категории установлено время ввода резервного питания оперативно-дежурным персоналом.
В США, например, для мелких потребителей нормируется суммарная продолжительность перерывов в электроснабжении – 1 час в год. Причем нормы надежности устанавливаются обычно в два раза выше фактических средних показателей. В ряде стран надежность электроснабжения определяется средней длительностью отключения. Иногда при оценке надежности используется такой показатель, как расчетные затраты на предотвращение недоотпуска 1 кВт.ч энергии.

Время и деньги
У нас время обнаружения повреждения кабельной линии составляет от 0,5 до 6 часов, а воздушной – еще больше, если отключение происходит ночью. Оценка ущерба из-за недоотпуска электроэнергии и расходов на проведение ремонтно-восстановительных работ, мероприятия по повышению уровня надежности и определение затрат на их внедрение относятся к особому разделу экономики. Его следует назвать экономикой надежности электроснабжения (1).
Расчеты показывают, что капитальные затраты на построение петлевых схем в городских сетях на 35-60% больше, чем радиальных. В то же время петлевые схемы снижают аварийный недоотпуск энергии более чем в 10 раз (2). В радиальных схемах недоотпуск при ремонтных работах в 10-15 раз больше, чем аварийный недоотпуск в петлевых.
Для основной массы потребителей городских сетей можно считать достаточной такую степень надежности, которая достигается при использовании резервируемых петлевых схем и применении автоматики и телемеханики (в соответствии с технико-экономическим обоснованием). Использование автоматического ввода резерва (АВР) в городских сетях возможно только при наличии резервных линий (перемычек). В петлевой схеме сети при ее автоматизации АВР может быть установлен в точке токораздела сети, а также на трансформаторных подстанциях (ТП), куда приходит дополнительная линия (перемычка) от другого источника. Использование АВР на промежуточных ТП – дорогой метод, требующий прокладки резервных линий и пристройки к ТП площадей для размещения дополнительных ячеек с высоковольтным оборудованием.
Где должен размещаться АВР для ответственных потребителей? При существующих схемах АВР должен монтироваться на вводном распредустройстве потребителя. В этом варианте достигается наибольший эффект надежного электроснабжения потребителей I категории.

РП – гарантия надежности
Одним из показателей надежности в городских электросетях является наличие распределительных пунктов (РП, РТП). При возникновении аварийной ситуации в городских сетях, если нет распределительного пункта, отключается масляный выключатель на центре питания (ЦП). Схему такой распределительной сети можно сравнить с кистью винограда, висящей на тонкой нити.
Наличие РП и РПТ в схеме распредсети повышает надежность электроснабжения за счет проведения оперативных переключений и ремонтно-восстановительных работ дежурной службой горэлектросети независимо от ОВБ АО-энерго; возможности деления нагрузки, подключения к РП и РПТ ограниченного количества ТП в каждом плече; возможности внедрения средств телемеханики для управлениями выключателями нагрузки (ВН) в бестоковую паузу и сбора необходимой информации.
Изучение схем электроснабжения городов России показывает, что при отсутствии РП перерывы в электроснабжении затягиваются на длительное время, особенно при отсутствии резервных перемычек от других питающих линий или ЦП.

Как найти место КЗ?
Инженерная мысль была направлена на поиск простого и дешевого устройства, позволяющего определить поврежденный элемент сети. Вначале были предложены электромеханические указатели протекания токов короткого замыкания (КЗ). Их недостаток – при подаче напряжения после аварийного отключения необходимо было подвижный якорь возвращать в исходное положение с помощью оперативной штанги. Снять информацию об их срабатывании можно было только визуально.
На мой взгляд, самое удачное устройство регистрации протекания токов КЗ (УТКЗ) предложил В.Т. Демченко из Краснодарской электросети (3). В качестве датчика, реагирующего на ток КЗ, использован геркон, монтируемый на пластине из изоляционного материала под основание опорного изолятора. Исполнительный орган собран на базе двухпозиционного поляризованного реле.
Эта конструкция позволяет дистанционно регистрировать протекание КЗ по сетям 6-10 кВ без включения устройства в первичную сеть высокого напряжения, снимать с исполнительного устройства информацию о состоянии контактов, возвращать схему устройства в исходное рабочее положение при повторной подаче напряжения. Внедрение этого устройства (УТКЗ) позволило сократить время поиска повреждения в 2-3 раза.
Очень интересен опыт Щелковской горэлектросети (Московская область) по обработке информации о состоянии УТКЗ и передаче ее посредством использования брони высоковольтного кабеля диспетчеру электросети. При коротком замыкании в распределительной сети диспетчер видит на мониторе, между какими ТП произошло повреждение. Как заявляют диспетчеры: «Бабушки не успевают сообщить об отсутствии напряжения, как оперативно-выездная бригада уже в пути».Можно использовать старый опыт.
В 60-е годы инженером И.Я. Искиным для автоматизации городских электрических сетей была предложена схема автоматической избирательности резервирования (АИР-БРЛ) без прокладки дополнительных резервных линий (4). Идея работы схемы: в бестоковую паузу с помощью ВН отключается поврежденный участок; в зависимости от местонахождения повреждения повторно включается выключатель в РП (РПТ) и ВН в точке деления сети или питание переводится на резервную линию.
АИР-БРЛ позволяет: сократить до нескольких секунд перерыв в электроснабжении, при нынешних средствах автоматизации значительно уменьшить объем работ, выполняемых персоналом в аварийных ситуациях, а в нормальном режиме – проводить оперативные переключения.
Временные характеристики АИР-БРЛ в сетях 6-10 кВ не зависят от величины нагрузок как в текущий момент, так и в перспективном развитии, так как все отключения коммутационных аппаратов производятся в бестоковую паузу.
Работа схемы АИР-БРЛ начинается с момента исчезновения напряжения, т.е. с момента отключения выключателя на РП. Пусковыми органами автоматизируемого ТП являются: два промышленных реле, включенные на линейное напряжение 380 В силового трансформатора ТП до низковольтных предохранителей, и реле максимального тока, включенное на разность вторичных токов двух трансформаторов тока, установленных со стороны отходящего вывода 6-10 кВ автоматизируемого ТП. Оно является органом, определяющим месторасположение КЗ на магистрали, т.е. фиксирует протекание тока КЗ.
Ступенчатый график выдержек времени (рис.1) в схеме АИР-БРЛ (рис. 2) строится на использовании токовой фиксации. Причем выдержки времени АИР-БРЛ не зависят от выдержки времени работы релейной защиты на головном выключателе РП (РПТ). Ступень времени может быть произвольной и должна учитывать разброс параметров реле времени, собственного времени срабатывания выключателя нагрузки и его привода.


Рис.1

Распределение выдержек времени в петлевой схеме городской распределительной электрической сети 6-10 кВ с АИР-БРЛ

Q1, Q2 – масляные выключатели QW1, QW2 – выключатели нагрузки КН – контроль напряжения PT – реле максимального тока (фиксация протекания тока КЗ) ТП-1,ТП-2,ТП-3 – шины трансформаторных подстанций ТПD – трансформаторная подстанция, в которой установлен токораздел. QW2 нормально отключен. Работает в режиме АВР

В релейном исполнении ступень времени работы АИР-БРЛ можно принять в пределах 1,5-2,5 секунды. Она будет зависеть от схемы сети: должна быть обеспечена избирательная работа по отключению поврежденного участка кабельной или воздушной линии с учетом времени работы АПВ на МВ РП и АВР в ТПD.
В качестве источника оперативного тока для питания цепей АИР-БРЛ можно использовать трансформатор напряжения или энергию зарядки конденсаторов, а для токовой фиксации вместо трансформаторов тока – регистраторы протекания тока КЗ, устанавливаемые в крайних фазах на входе питания, на выходе из ТП, а также на отходящей резервной перемычке.

Автоматизация городских сетей существенно уменьшает количество недоотпущенных киловатт-часов и снижает затраты на передачу электроэнергии. Вкладывать деньги в автоматизацию распределительных сетей выгодно. Но поступление инвестиций сдерживается отсутствием соответствующей методики технико-экономического обоснования, которую необходимо разработать.
Предварительные расчеты показывают, что затраты на автоматизацию городских сетей с помощью АИР-БРЛ в несколько раз ниже, чем при использовании реклоузера с вакуумным выключателем. Коммутационное оборудование для распредсетей должно быть надежным в работе, безопасным в эксплуатации, отличаться простотой конструкции, иметь низкую цену и свободно вписываться в систему автоматизации электрических сетей.

Реплика
Не могу оставить без внимания статью Э.Палея «Построение распределительных сетей 6(10) кВ. Факторы обеспечения надежности» («Новости ЭлектроТехники», №2, 2002). Предлагаемая им схема городской закрытой ТП чрезвычайно затратна. Очевидно: в ближайшие 20 лет вакуумные выключатели не будут затребованы в городских распредсетях, их установка в ТП нецелесообразна, а понадобятся они только при замене устаревших, не отвечающих требованиям ПТЭ, образцов МВ на РП (РПТ).

Литература:
1. Шабад М.А. Технико-экономические обоснования автоматизации распределительных электрических сетей. – Энергетик, № 9, 1998.
2. Федосенко Р.Я. Надежность городских электрических сетей// Надежность электроснабжения: Сборник статей/ Под ред. И.А.Сыромятникова. – М.: Энергия. 1967. – С.161.
3. Демченко В.Т. Герконный указатель места прохождения токов короткого замыкания в электрических сетях 6-10 кВ// Прикладные задачи энергетических и электромеханических систем: Труды ВНТОЭ/Краснодарское краевое правление. – Краснодар, 1990. – С. 21.
4. Искин В.Я. Опыт автоматизации и телемеханизации городских электрических сетей на переменном токе. – М.: Центральное бюро технической информации при Министерстве коммунального хозяйства РСФСР, 1968.
5. Шабад М.А. Стратегия автоматизации распределительных сетей в России и США и ее экономическое обоснование. – Энергетик, № 3, 2002.

© ЗАО “Новости Электротехники”
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Автоматизация электроснабжения

Экономичное эффективное снабжение и потребление объектом электрической энергии – задача, решаемая средствами автоматизации электроснабжения (ЭС). Ее актуальность обусловлена постоянным ростом тарифов на электричество и необходимостью стабильного жизнеобеспечения объектов. Наша компания, обладая достаточным научно-техническим потенциалом и профессионализмом персонала, выполняет полный цикл работ по автоматизации электроснабжения объектов всех категорий сложности.

Почему важно автоматизировать системы электроснабжения

Главное задание, обеспечиваемое подобным оборудованием – устойчивое и бесперебойное функционирование электросети при минимальном участии оператора. Одновременно средства автоматизации позволяют оптимизировать ЭС путем построения рациональной структуры и потребления энергии приемниками в экономичном режиме. Эксплуатация электросетей без полноценного набора автоматики приводит к:

  • перерасходу потребления;
  • перекосам фаз;
  • повышению пожарной опасности;
  • отключению фрагментов сетей;
  • росту платежей по тарифам;
  • отсутствию объективной информации о техсостоянии;
  • невозможности быстрого восстановления работоспособности;
  • отключению электричества на объекте;
  • повышению энергопотерь и пр.

Комплексное внедрение устройств автоматизации ЭС позволяет в удаленном режиме управлять, контролировать функционирование и техническое состояние системы. Объективные результаты измерений с установленной частотой предоставляют данные, позволяющие предотвращать появление отказов, согласовывать потребление, способствуют экономии энергоресурсов. Такие сети повышают эффективность техпроцессов, обеспечивают безопасность, комфорт и удобство эксплуатации.

Варианты реализации автоматизации ЭС

Функции и возможности внедряемых комплексов автоматизированного управления электроснабжением определяются потребностями и особенностями объекта. Главные критерии — экономическая и производственная целесообразность, а также возможность интегрирования имеющегося типового оборудования. Автоматизация ЭС выполняется на возводимых объектах как часть реализации строительного проекта.

Альтернатива – модернизация (реконструкция) электросети, которая может осуществляться фрагментарно (поэтапно) или сразу во всем здании, цехе, предприятии. Запланированный результат достигается во всех вариантах, благодаря внедрению энергоэффективных устройств, функционирующих под управление специализированного программного обеспечения (ПО). Системно функционирующая на объекте автоматика ЭС гарантирует:

  • ритмичность технологической деятельности;
  • рациональное и согласованное энергопотребление;
  • улучшение финансово-экономических показателей;
  • заблаговременное обнаружение критического изменения параметров и предупреждение отказов;
  • надежную и устойчивую подачу электричества;
  • сокращение расходов по тарифам;
  • электрическую и пожарную безопасность жизнеобеспечения;
  • масштабируемость и возможность модернизации;
  • гибкость использования потенциала сетей;
  • простоту и удобство эксплуатации и пр.

Основные направления автоматизации электроснабжения

Современная автоматика ЭС – комплексная структура, создаваемая на основе задействования высокотехнологичных компонентов. В состав согласуемого оборудования входят — серверы, компьютеры, микропроцессоры, высокоточные сенсоры, мониторы контроля, шкафы коммутации и управления, быстродействующая релейная защита, скоростные каналы связи. Они функционируют под управлением специализированного ПО. Основные работы по внедрению автоматизации электроснабжения включают:

  • расчет нагрузок потребления (пиковые, минимальные) с учетом развития;
  • разработку структурной схемы снабжения и потребления энергии;
  • подбор оптимального согласуемого состава оборудования электроавтоматики;
  • выбор мест установки компонентов автоматизации;
  • определение рационального числа внутренних трансформаций;
  • подбор номиналов напряжений, соответствующих техпроцессам;
  • развертывание системы учета расхода и качества электроэнергии, контроля и диагностики работы техизделий;
  • настройку исполнительных устройств и отладку ПО;
  • обеспечение энергоэффективного и рационального функционирования элементов и системы в целом.

Автоматизация ЭС выполняется с достижением требуемых показателей по выбранным критериям. Реализация на объекте автоматизированной системы электроснабжения — залог бесперебойной подачи электричества, безопасного, рационального расходования и использования энергии, раннего выявления предпосылок к появлению отказов.

Проектирование автоматизации электроснабжения

Важнейшим этапом автоматизации ЭС является профессиональное проектирование цепей и узлов автоматизации для обеспечения гарантированной стойкости оборудования и исключения отказов при максимальных нагрузках.
Наша компания имеет всю необходимую базу для проектирования и внедрения самых современных систем автоматизации электроснабжения.

Заказать услугу проектирования и внедрения электроснабжения, вы можете заполнив форму на сайте или позвонив по телефонам.

Ссылка на основную публикацию