Проектирование автоматизированной системы электроснабжения предприятия курсовая по схемотехнике , Дипломная из Компьютерное проектирование электронных схем

Скачай Проектирование автоматизированной системы электроснабжения предприятия курсовая по схемотехнике и еще Дипломная в формате PDF Компьютерное проектирование электронных схем только на Docsity! Реферат ПЗ содержит 53 листов, 7 таблиц, 50 формул, 6 рисунков. Графическая часть содержит 2 листа формата А1. Ключевые слова: автоматизация, АСУЭ, релейная защита и автоматика, контролируемый пункт, диспетчерский пункт, телеуправление, телеизмерение, телесигнализация. Целью курсового проекта является проектирование автоматизированной системы управления системой электроснабжения предприятия. В результате был проведен расчет релейной защиты Трансформатора ГПП, выбор структурной схемы АСУЭ, исследованы функции и задачи АСУЭ, обоснованы принятые объемы информации и как следствие выбран комплекс диспетчерского оборудования КОМПАС ТМ 1.1., включающие в себя средства диалога и отображения информации, средства обработки информации, средства отбора информации и многофункциональное устройство первичной обработки, измерения и регистрации сигналов датчиков – УКПМ-3. Содержание Лист Задание на проектирование 2 Реферат 3 Введение 5 1. Расчет релейной защиты трансформатора ГПП 6 2. Функции и задачи АСУЭ 21 3. Структурная схема АСУЭ 26 4. Обоснование принятых объемов информации по способу передачи 29 5. Средства обработки информации 34 6. Выбор средств отбора информации 35 7. Выбор комплекса диспетчерского оборудования 37 7.1.. Контроллер ввода-вывода КУКП-2 39 7.2.. Модуль МВТС-М 39 7.3.. Модуль МВТУ-2 39 7.4.. Модуль МВИС-М 42 7.5.. Канальный контроллер КТМС-2М 42 7.6.. Блок питания БПКП.М 43 7.7.. Блоки БКС 43 8. Организация каналов связи телемеханики 45 9. Средства диалога и отображения информации 47 Заключение 48 Литература 49 Приложение 50 Введение Целью данного курсового проекта является расчет релейной защиты и автоматики для системы электроснабжения промышленного предприятия, а также выбор системы диспетчерского управления. Система электроснабжения является сложным производственным объектом, все единицы которой участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими (4) где , соответственно, коэффициенты трансформации трансформатора тока на стороне 10 и 110 кВ В целях повышения надежности защиты для уменьшения полных погрешностей ТТ принимаем несколько завышенные стандартные значения , тем самым снижая плотность токов КЗ и одновременно не ограничивая возможность допустимой перегрузки силового трансформатора. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-68 не допускают длительного протекания рабочих токов больших, чем номинальный. (5) (6) Для определения токов небаланса в дифференциальной защите в установленном режиме необходимо выполнить максимальный ток трехфазного КЗ на стороне ВН. Этот ток будет иметь место в максимальном режиме системы и минимальным сопротивлением трансформатора , при крайнем отрицательном положении (-16%) устройства РПН. При определении коэффициента чувствительности защиты необходимо выделить минимальный ток двухфазного КЗ на стороне НН имеющий место в минимальном режиме системы и максимальном сопротивлением трансформатора . Указанные сопротивления трансформатора вычисляем по формулам: (7) (8) где , - соответственно расчетные значения напряжений КЗ на крайних ответвлениях регулируемой обмотки 110 кВ отнесенные к номинальной мощности трансформатора и напряжениям соответствующих крайних ответвлениях при (ГОСТ 12965-74). Для данного трансформатора по [3. с. 277] : ; номинальная мощность трансформатора, МВА; наибольшее междуфазное напряжение, кВ; по [3. с. 5] (9) наименьшее междуфазное напряжение, кВ; где среднее междуфазное напряжение сети на стороне ВН, кВ; по [3. с. 5] [3. с. 131] Сопротивление системы: (10) (11) Здесь , мощность системы на стороне ВН трансформатора при в максимальном и минимальном режиме, МВА. Принимаем ; ; Определяем максимальные значения токов КЗ по формулам: (12) где номинальное междуфазное напряжение сети, кВ; Найдем минимальный ток КЗ по формулам: (14) где коэффициент трансформации, кВ; Ток срабатывания защиты определяется, исходя из двух условий: (15) (16) где коэффициент отстройки: ; (для РНТ); максимальный расчетный ток небаланса, А; (17) где составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью токов трансформатора тока, А: (18) погрешность от неточности выравнивания токов. составляющая тока небаланса, вызванная изменением напряжения, А; (19) где диапазон изменения напряжения, %; составляющая тока небаланса, обусловленная полной погрешностью трансформаторов тока (20) где коэффициент однотипности трансформаторов тока: ; коэффициент, учитывающий также апериодической составляющей: Производим расчет чисел витков обмоток НТТ, для этого сторону, где проходит наибольший ток принимаем за основную. Для этой стороны определяется ток срабатывания реле по выражению: (21) где ток срабатывания защиты приведенный к напряжению основной стороны, А; коэффициенты схемы для трансформатора тока на основной стороне; коэффициент трансформации трансформаторов тока на основной стороне; Принимаем за основную, сторону 10 кВ т.е. сторона НН. Тогда: Селективность действия МТЗ достигается путем отстройки по времени срабатывания последующей (более близкой к источнику) защиты от предыдущей (более удаленной от источника). Для этого должно выполняться условие: (38) где соответственно время действия более близкой и более удаленной от него защиты, с; ступень селективности, с; принимаем принимаем тогда: Орган напряжения состоит из фильтра – реле типа РФН и минимального реле напряжения РН-54. Напряжение срабатывания фильтра – реле рассчитывается по формуле: (39) где линейное напряжение срабатывания защиты, В; линейное напряжение сети в месте установки ТН, В; Напряжение срабатывания защиты для минимального реле напряжения определяется по формуле: (40) где остаточное напряжение. Определяется с учетом самозапуска нагрузки 0,4 кВ: (41) где ток самозапуска секции, потерявшей питание, А; (42) где суммарное сопротивление от источника питания до шин, где происходит самозапуск, Ом; эквивалентное сопротивление секции, потерявшей питание, Ом; (43) где пусковой ток нагрузки, А; (44) где коэффициент пуска обобщенной нагрузки: максимальный рабочий ток обобщенной нагрузки, А; (45) Уставка срабатывания определяется соотношением: (46) где коэффициент трансформации трансформатора напряжения; Коэффициент чувствительности: • реле минимального напряжения: (47) где найденное значение первичного линейного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ в расчетной точке, В; (48) • фильтра-реле напряжения: (49) где наименьшее значение первичного линейного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ в расчетной точке. Алгоритм работы в алгебре-логике схемы дифференциальной защиты, выполненной на втором листе графической части: YAT = КАТ1 V КАТ2. 2. Функции и задачи АСУЭ АСУЭ – человеко-машинная иерархическая система, характеризующаяся автономностью входящих в нее подсистем, имеющих самостоятельные цели управления и общую цель, единую для автоматизированной системы; уменьшением количества и уплотнением информации при движении ее вверх по иерархии. Электроснабжению промышленных предприятий присуща определенная организационная упорядоченность, или иерархия, каждый уровень которой имеет определенную цель управления и наделен полномочиями по принятию решений в сфере своей компетенции. Как и все иерархические системы управления, АСУЭ характеризуется автономностью отдельных подсистем, когда каждая из них управляет определенным числом подсистем более низкого уровня; уменьшением количества и уплотнением информации при движении ее от низших уровней к верхним. Каждая подсистема может моделироваться определенным соответствием между входящими потоками информации и выходными управляющими сигналами, которое выражается , например, математическими формулами или таблицами. Подсистеме для достижения ее целей присущи свои задачи. Для верхнего уровня иерархии характерны задачи, которые условно можно назвать задачами в большем. Применительно к АСУЭ это задачи, связанные с различными организационными техническими мероприятиями, охватывающими все энергохозяйство предприятия, включая связь с основными технологическими Рис. 1Иерархия Рис.2 Иерархия Рис. 3 Иерархия функций задач технических управления средств Таблица 1. Перечень функций и задач решаемых АСУЭ № п/п Наименование функции или комплекса задач Периодичность Основные показатели Устройства представления информации Входные Выходные 1 Контроль и регистрация положения аппаратов (масляные выключатели, силовые автоматические выключатели и др. ) Спорадически Массив значений ТС Протокол, отражающий фактическое положение оборудования Мнемосхемы Дисплей, устройство печати 2 Контроль, сигнализация и регистрация предупреждающих и аварийных сигналов, поступающих с контролируемых объектов Спорадически Массив значений аварийных и предупреждающ их сигналов ТС Протокол, отражающий появление аварийных и предупреждающих сигналов То же 3 Контроль текущих значений параметров системы ЭС, автоматическая регистрация и сигнализация отклонений основных параметров Периодически, Спорадически Массив значений ТИТ Протокол значений ТИТ То же 4 Контроль нагрузки основных трансформаторов Периодически 1 раз в 15 минут Значения активной мощности Отчет нагрузки основных трансформаторов То же 5 Виртуальное представление и регистрация телесигналов о переключений электрооборудования Спорадически Массив значений ТС Протокол переключения электрооборудовани я То же 6 Учет количества срабатываний (рабочих и аварийных) высоковольтных выключателей Постоянно Массив значений ТС Отчет периодически 1 раз в месяц То же 7 Оперативное управление коммутационными аппаратами Спорадически Массив значений ТУ Протокол операций ТУ То же 8 Расчет удельных расходов электроэнергии по энергетическим и технологическим цехам Периодически 1 раз в смену Массив значений ТИИ Отчет То же 9 Предоставление по запросу оперативного персонала информации о текущих значениях параметров СЭС Периодически по запросу Массив значений ТИТ Протокол значений текущих параметров То же 10 Воспроизведение не дисплее мнемосхем подстанций и с изложением на них текущей динамической информации Спорадически и по запросу Массивы записи мнемосхем и значений ТС, ТИТ, ТИИ Мнемосхемы подстанций с динамической информацией Дисплей 11 Выдача рекомендаций по составу работающих трансформаторов с целью улучшения использования их мощности По запросу Значения нагрузки трансформаторо в Рекомендации То же 12 Оптимизация распределения реактивной мощности в электросети предприятия Периодически Массив значений ТИТ Рекомендации То же 3. Структурная схема АСУЭ На рис. 4 представлена структурная схема АСУЭ, построенная по функциональному признаку. Первый и второй уровни занимают подстанции ручного управления объектами и локальной автоматикой. Основными задачами, которые решаются на этих уровнях в системе электроснабжения, является релейная защита электроустановок и автоматика безопасности, различные блокировки и локальная системная и технологическая автоматика (АВР, АПВ), автоматическое регулирование отдельных параметров (тока, напряжения, частоты и пр.) для обеспечения работы местных автоматических устройств и передачи измерений в другие подсистемы АСУЭ и АСУП. Система диспетчерского управления энергетическим хозяйством в рамках АСУЭ представляет собой информационно-управляющую подсистему (второй уровень иерархии). В функции этой подсистемы входит: постоянный автоматический контроль за состоянием системы режимами работы оборудования и положением основных коммутационных аппаратов; фиксация и анализ неисправностей; возникающих в системе; осуществление оперативных переключений по программе или команде диспетчера в нормальных режимах работы, в аварийных ситуациях и в восстановительный период; обработка первичной технологической информации, поступающей из первого уровня иерархии, ее хранение, воспроизведение и передача в другие подсистемы выключателей отдельных мощных потребителей электроэнергии (высоковольтных электродвигателей компрессоров); перегрузки или неисправности телеуправляемых объектов; замыкания на землю; неисправности на КП; возникновение пожаров на необслуживаемых объектах, а конкретно для компрессоров предусматривается телесигнализация положения телеуправляемых компрессорных агрегатов; крайних и промежуточных положений телеуправляемых задвижек; аварийного отключения компрессорного агрегата; неисправностей технологической (один общий сигнал с КП, включающий в себя отключения технологических параметров от заданных условий, неисправности механизмов и пр.); максимальной температуры воздуха в коллекторе компрессорной и у потребителей; пожарной опасности на необслуживаемом объекте; открывание дверей на необслуживаемом объекте. Телеизмерение целесообразно в тех случаях, когда имеется возможность изменить значение измеряемых параметров. Телеизмерение выполняется по вызову диспетчера. По способу передачи информации принимаем кодо-импульсный метод передачи сигналов с временным разделение сигналов и каналов информации. Способ временного разделения сигналов обладает существенным преимуществом, так как позволяет использовать одну двухпроводную линию. Способ находит широкое применение для передачи сигналов на значительные расстояния. Системы с временным разделением сигналов относятся к системам дальнего действия. Здесь сигналы по линии передаются последовательно. Таблица 2. Сведения по контролируемым событиям в системе электроснабжения Контролируемое событие Цель контроля Требуемый способ предоставления информации диспетчеру Требуемая частота выдачи информации Действие при появлении события Авария на ПС Восстановление нормального режима При авариях Выездка на ПС, выяснение характера, принятие мер по ликвидации «Земля» на шинах ПС То же То же При появлении сигнала Выезд на ПС, предупреждение потребителя, отключение Неисправность трансформатора, неисправность на ПС То же То же При появлении неисправности Выезд на ПС, выявление характера и устранение неисправности Повышение (понижение) напряжения на шинах ПС () Для поддержания напряжения в заданных пределах То же Сигнализация при отклонениях, измерения по необходимости Регулирование напряжения Пожарная опасность на ПС Своевременное обнаружение очага пожара То же При пожаре Выезд на ПС и ликвидация пожара Перегрузка трансформатора (I > Iном) Информация об отклонении от нормального режима То же При перегрузке Разгрузка трансформатора до допустимого предела Отключение выключателя питающей линии Информация об изменении режима Мнемощит, дисплей При отключении При неуспешном включении (в ручную) осмотр линии и принятие мер для устранения неисправности Таблица 3. Сведения по контролируемым параметрам в системе электроснабжения Наименование и единица измерения контролируемых параметров Формула расчета Требуемый способ представления информации Требуемая частота выдачи информации Требуемая точность, % Ток на вводе на секцию по отходящим линиям Стрелочный прибор По необходимости 2,5 Суточное потребление электроэнергии: Активной ∑Wa, кВт*ч Реактивной ∑Wр, кВар*ч Стрелочный прибор 1 раз в сутки 1,5 2,0 Месячное потребление электроэнергии Активной ∑Wa, кВт*ч Стрелочный прибор 1 раз в месяц 1,0 Месячное потребление электроэнергии Реактивной ∑Wр, кВар*ч Цифровой прибор, печать 1 раз в месяц 1,5 Суммарная мощность по заводу: Активной ∑Р, кВт Реактивной ∑Q, кВар Стрелочный или цифровой самопишущий прибор При необходимости (в периоды максимума и ограничений) 2,5 3 Напряжение секций систем шин Стрелочный прибор При необходимости при переключениях в сетях 3 Таблица 4. Технические характеристики ИП серии Б. Тип ИП Назначение ИП Диапазон измерения Сопротивление нагрузки, кОМВходного сигнала Выходного сигнала Е-851/1 Суммирующий -5- 0+5 мА -5- 0+5 мА 0-3 Е-854/2 Переменного тока 0-1, 0-5 А 0-5 А 1-100 Е-855/4 Напряжения переменного тока 250-400 В 0-5 В 1-100 Е-858/8 Частота переменного тока 48-52 Гц 0-5 мА 0-0,5 Е-859/1 Р 3-х фазного тока 80-120 В 0-5 мА 0-3 Е-859/4 Q 3-х фазного тока 0-120 В -5- 0+5 мА 0-0,5 7. Выбор комплекса диспетчерского оборудования В связи с принятым объемом информации принимаем к установке устройство УКПМ-3, которое устанавливается на телемеханическом контролируемом пункте (КП) и предназначено для выполнения следующих функций: 1. Ввод сигналов от датчиков телесигнализации (ТС); 2. Измерение текущих значений аналоговых сигналов (ТИТ); 3. Ввод сигналов телеуправления (ТУ); 4. Ввод импульсных сигналов от датчиков и счете числа импульсов (ТИИ); 5. Первичная обработка сигналов о введенных сигналах; 6. Обмен телеинформацией с устройством пункта управления (УПУ). Устройство входит в состав программно-аппаратных средств телемеханики КОМПАС ТМ1.1, предназначенного для применения в автоматизированных системах управления агрегатами, установками и распределительными технологическими процессами в различных отраслях народного хозяйства. Информационная емкость устройства приведена в табл. 5. Таблица 5. Информационная емкость устройства Исполнения устройства Информационная емкость по функциям, не менее ТИТ ТС ТУ ТИИ УКПМ-3 30 64 32 8 Устройство обеспечивает обмен с устройством пункта управления (УПУ): • по некоммутационным каналам связи по ГОСТ 250007-81; • по двухпроводным выделенным кабельным линиям связи; • по четырехпроводным выделенным кабельным линиям связи. Кодирование сообщений по каналу ТУ – кодо-ипмульсное. Модуляция сообщений – частотная с двумя фиксированными характеристиками частоты. Питание устройства осуществляется от сети переменного тока напряжением (220+33-44) В, частотой (50±2,5) Гц (основной источник) или от источника постоянного тока напряжением (24..27) В (резервный источник). Мощность, потребляемая устройством от основного и резервного источника питания, не более 30 ВА. Устройство УКПМ выпускается по исполнениям и состоит из двух типов блоков: КПМ и БКС. Блоки КПМ содержат функциональные контроллеры и модули, а блоки БКС содержат клеммники для монтажа цепей датчиков. Блоки КПМ и БКС, в свою очередь, тоже выпускаются по исполнениям. Исполнения устройства УКПМ указаны в табл. 6. Таблица 6. Исполнения устройства УКПМ Исполнение устройства УКПМ Исполнение блоков КПМ БКС УКПМ-3 КПМ-3 БКС-1 и БКС-2 Таблица 7. Исполнения устройства УКПМ № п/п Наименование Количество в блоке КПМ-3 1 Блок питания БПКП.М 1 2 Контроллер КТМС-М2 1 3 Контроллер КУКП-2 1 4 Модуль МВТС-М 1 5 Модуль МВИС-М 1 6 Модуль МВТУ-2 1 Блок КПМ имеет модульную конструкцию и содержит функциональные элементы – модули и контроллеры. Каждый элемент выполнен на печатной плате, размещенной в индивидуальном пластмассовом кожухе. соединенные в матрицу 8*8. Для каждого из объектов управления выделяется пара каналов управления (реле-повторителей): «Вкл. объект» (ТУВ) и «Откл. объект» (ТУО). Для выдачи команды ТУ процессор КУКП-2 записывает в БР1 позиционный код рода операции/номера группы и контролирует его. Затем производится запись в БР2 позиционного кода выбора объекта и его контроль. Выдача токового сигнала для каждого из реле обеспечивается двумя электронными ключами, коммутирующими каждый из полюсов внутреннего источника постоянного тока напряжением 27 В. Алгоритм управления электронными ключами предусматривает контроль за их состоянием и исключает возможность выдачи сигнала управления при одиночных неисправностях элементов устройства. 4.. Модуль МВИС-М. Модуль МВИС-М предназначен для ввода импульсных сигналов ТИИ и буферного счета импульсов. Модуль является пассивным элементом и работает под управлением КУКП-2. Выходным неинтерфейсным сигналом модуля МВИС-М является выход гальванически изолированного источника постоянного тока напряжением 12 В, предназначенный для питания датчиков ТИИ. Габаритные размеры модуля не превышают 260*255*30 мм, масса модуля не превышает 0,5 кг. 5.. Контроллер КТМС-М2. КТМС-М2 предназначен для связи с устройством пункта управления и обработки данных. КТМС-М2 обеспечивает выполнение следующих функций: 1. ввод и демодуляцию сигналов ТИ от УПУ; 2. декодирование и достовернизация сообщений УПУ; 3. передачу команд/запросов контроллеру КУКП-2; 4. прием информационного кадра от контроллера КУКП-2; 5. контроль изменений состояний ТС; 6. введение 32-х разрядных программных счетчиков каналов ТИИ устройства в энергозависимой памяти; 7. допусковой контроль значений ТИТ по введенным уставкам в энергонезависимую память; 8. сглаживание значений ТИТ по установленному в энергонезависимую память коэффициенту ; 9. формирование и кодирование ответных сообщений в адрес УПУ; 10.двухчастотную модуляцию выдаваемых сообщений УПУ; 11.управление оконченным устройством передачи данных: канальными разветвителями, режимом работы радиостанции; 12.прием от адаптера ТА-2 и исполнение команд обслуживания. КТМС-М2 конструктивно выполнен в виде закрытого модуля с габаритными размерами 30*255*260 мм. Масса не превышает 0,5 кг. Питание КТМС-М2 осуществляется от блока питания БПКП.М напряжением 27 В постоянного тока, потребляемая мощность не превышает 4,5 Вт. 6.. Блок питания БПКП.М. 6...1... БПКП.М предназначен для питания модулей контроллеров КПМ постоянным током напряжением 27±10%. 6...2... Первичное питание БПКП.М осуществляется от основного источника однофазной сети переменного тока напряжением (220+33-44) и частотой (50±2,5) Гц или от резервного источника постоянного тока напряжением (24..27) В. 6...3... Мощность, потребляемая БПКП.М от основного или резервного источника, не превышает 30 Ва при номинальной нагрузке. 6...4... Номинальное значение выходного напряжения –27 В. 6...5... БПКП.М обеспечивает работу в диапазоне значений тока нагрузки от 0,3 до 1,0 А. 6...6... Суммарная нестабильность выходного напряжения, вызванная изменением величины выходного напряжения в пределах допустимых значений не превышает 5%. 6...7... Сопротивление изоляции, измеренное между входными клеммами «~220» и выходными цепями БПКП.М при нормальных климатических условиях, не менее 20 М*Ом. 6...8... Габаритные размеры БПКП.М не более 65*255*260 мм. 6...9... Масса БПКП.М не превышает 1,3 кг. 7.. Блоки БКС. Блоки БКС предназначены для монтажа цепей датчиков на объекте. Блоки БКС выпускаются по исполнениям, отличающихся по типам установленных клеммников. Клеммник представляет собой функционально законченную конструкцию и состоит из следующих основных частей: 1. розетка разъема для подключения к контроллеру или модулю блока БКМ; Н1 он он Н1 Н2 Н2 РУ – развязывающее устройство Дб – удлинитель согласования уровней; Он – общее направление; Н1,Н2 – первое и второе направление; СВПГ – система выделения первичных групп. Рис. 6. Подключение устройства УКПМ-3 со встроенными модемами и каналообразующей аппаратуре на промежуточных переприемных пунктах и на пунктах выделения первичных групп. 9. Средства диалога и отображения информации Средства диалога и отображения информации играют важную роль в АСДУ, являясь человеко-машинным интерфейсом. Успех и эффективность решения многих задач зависит от удобства общения пользователя с ЭВМ, скорость ввода вывода, информационной емкости, форм и способов представления информации. Поскольку эти средства предназначены для диспетчера энергосистемы, они характеризуются максимальной информированностью, минимум времени реакции, простотой общения. Индивидуальные средства отображения информации размещаются на рабочих местах диспетчерского персонала – диспетчерских пультах. Основным средством отображения информации для диспетчера являются дисплеи. Выбираем символьно-местный графический дисплей – универсальные многофункциональные устройства. Выбираем символьно-местный псевдографический дисплей (завод «Промавтомат»). В качестве щита диспетчера выбираем мозаичный щит типа ШДСМ-1, выполненный сборным из отдельных секций. Компактная проводка на щите выполняется, так что изменение мнемосхемы не требует выполнения работ по демонтажу и изменению жгутов проводки, это достигается тем, что выводится на устройство выводы типа ВУ-30, устанавливаемого в каждой мозаичной секции. На щите диспетчера воспроизводится информация ТУ и ТС, поступающих с КП на ПУ. Заключение. В результате выполнения курсового проекта была рассчитана релейная защита и автоматика трансформатора ГПП, а также спроектированная автоматизированная система управления энергохозяйством промышленного предприятия.