Загрузка...
Проектирование автоматизированной системы управления трёхфазного трансформатора
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ российской ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт кибернетики, информатики и связи
Кафедра Кибернетических систем
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
по дисциплине «Проектирование систем управления технологическими процессами»
На тему: Проектирование автоматизированной системы управления трёхфазного трансформатора
Тюмень 2014
Оглавление
Введение
Этапы реализации
Рассмотрение функции системы мониторинга
Структура аппаратного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
структура программного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
Датчики и их описание
Организация АРМ Оператора
Заключение
список использованной литературы
Введение
В настоящее время электрическая энергия для промышленных целей и электроснабжения городов производится на крупных тепловых и гидроэлектростанциях в виде трехфазной системы переменного тока частотой 50 Гц. Для передачи электроэнергии на дальние расстояния, от производителя к потребителю, необходимо повышать напряжение (110; 220; 330; 500; 750 кВ). Эту функцию выполняют повышающие трансформаторы. Далее на распределительных подстанциях напряжение требуется понижать до 6 или 10 кВ (в городах и промышленных объектах) или 35 кВ в сельских местностях и при большой протяженности распределительных сетей. Наконец для ввода в заводские цеха и жилые квартиры напряжение сетей должно быть понижено до 380, 220 В.
Как уже известно, что человечество уже не может жить без электричества и все больше и больше нуждается в потребности в эксплуатации электротехники. основным и особо важным оборудованием участвующий в передачи электроэнергии является трансформатор.
Что же такое трансформатор? Это электрический аппарат, который предназначен для преобразования электрической энергии одного значения напряжения в электрическую энергию другого значения напряжения.
Многие специалисты отмечают, что менять трехфазный трансформатор по истечении его назначенного ресурса (25 — 30 лет) зачастую оказывается нецелесообразно. Дело в том, что, если, условия работы оборудования на протяжении срока эксплуатации соответствовали расчетным, а нагрузки не превышали номинальных значений, велика вероятность того, что состояние его твердой изоляции (основной параметр, определяющий реальный срок службы трансформатора) после завершения назначенного ресурса останется удовлетворительным.
Актуальность более 80% отказов в трансформаторах высших классов напряжения связано не с выработкой физического ресурса, а в результате образования и развития различных дефектов. Существующая система периодического контроля и мониторинга что позволяет выявлять лишь медленно развивающиеся дефекты в связи с тем, что минимальный период контроля превышает 6 месяцев и таким образом не позволяет выявлять до 60% дефектов, развивающихся в трехфазных.
В работе будет рассмотрена автоматизированная система управления, во избежание аварийных и предаварийных ситуациях во время эксплуатации, что снизит риск угрозы жизни человека и окружающей среды.
Историческая справка
раньше для выяснения состояния и наличия дефектов в трёхфазного трансформатора приходилось выезжать на место установки оборудования и вручную проводить его тестирование.
основные этапы комплексного обследования трансформаторов:
. Подготовительный этап.
·Анализ аварийности и характерных дефектов трансформаторов аналогичной конструкции (в том числе на основании результатов обследований и проведенных ремонтов).
·Сбор и анализ эксплуатационной информации (режимов работы трансформатора, уровней токов КЗ, результатов измерений электрических параметров трансформатора, физико-химических анализов масла из бака, вводов и РПН и др.). 2. этап полевых работ. Полевые обследования проводятся в режиме наибольшей возможной нагрузки (желательно не менее 50% номинальной, а также на отключенном трансформаторе (если запланированы электрические испытания).
Продолжительность полевых обследований — 4-10 рабочих часов. При проведении измерений на отключенном трансформаторе время полевых обследований увеличивается до 9-18 рабочих часов. Современные условия заставляют отказаться от плановых единовременных измерений всех контрольных параметров с тем, чтобы обеспечить учащенный контроль наиболее опасных дефектов без дополнительных затрат на контроль развития дефектов, появление которых маловероятно. Появляются попытки дифференцировать интервалы измерений параметров с учетом их информативности и опасности соответствующих выявляемых дефектов: специалисты эксплуатационных служб энергетических предприятий выбирают параметры для учащенного контроля, основываясь зачастую прежде всего лишь на собственном опыте и интуиции.
Целями автоматизации является:
Автоматизация контроля состояния трёхфазного трансформатора для повышения эффективности его эксплуатации и выявления проблем в работе трёхфазного трансформатора.
задачами автоматизации является:
·Рассмотрение функции системы мониторинга
·структура аппаратного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
·Структура программного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
·Датчики и их описание
·Шкаф соединений системы мониторинга
·Организация АРМ Оператора
Этапы реализации
Рассмотрение функции системы мониторинга
Экспертная система мониторинга, диагностики и управления «ЭСМДУ-ТРАНС» предназначена для:
·контроля технического состояния трансформаторного оборудования в процессе эксплуатации
·формирования диагностических, предупреждающих и аварийных сообщений, ведения баз данных
·передачи информации о техническом состоянии оборудования в автоматизированную систему управления подстанции (АСУ ТП)
·пользователями системы является персонал служб подстанции и эксперты по трансформаторам.
Структура аппаратного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
Аппаратное обеспечение ЭСМДУ-ТРАНС имеет 4-х уровневую структуру: 1-й уровень — датчики и первичные преобразователи измеренных сигналов; 2-й уровень — приборы сбора данных, обеспечивающие обработку и преобразование данных, реализацию управляющих алгоритмов системы охлаждения (СО) и переключающих устройств (ПУ), передачу сигналов управления исполнительным устройствам, подготовку и передачу данных на 3-й уровень системы; 3-й уровень — сбор данных от группы трансформаторов, первичные диагностические расчеты технического состояния, запись данных аварийных процессов, передача данных на 4-й уровень; 4-й уровень — расчет всех диагностических параметров группы трансформаторов, ведение долгосрочных архивов, визуализация результатов работы экспертиз, передача данных в АСУ ПС.
структура программного обеспечения ЭСМДУ-ТРАНС
Программная часть системы ЭСМДУ-ТРАНС имеет 4-х уровневую структуру:
-й уровень — программное обеспечение интеллектуальных измерительных приборов:
·TDM-P034;
·Hydrocal 1008;
·Qualitrol.
-й уровень — программное обеспечение контроллеров шкафа соединений и шкафа диагностики, обеспечивающее:
·постоянное считывание данных всех аналоговых, цифровых и релейных сигналов от датчиков и приборов с различной частотой опроса
·предварительную обработку и хранение данных, обмен данными с программным обеспечением уровня 3;
·формирование и выдачу сигналов для релейных защит трансформатора;
·формирование и выдачу сигналов управления механизмами системы охлаждения (насосами, вентиляторами, клапанами);
-й уровень — программное обеспечение промышленного компьютера шкафа АРМ, обеспечивающее:
·постоянное считывание данных измерений, передаваемых контроллером шкафа диагностики, первичный анализ и запись этой информации в актуальную базу данных; периодический ввод в справочную базу данных системы информации о результатах диагностики физико-химических свойств трансформаторного масла и результатах хроматографического анализа газов растворенных в масле, выполненных на основе исследования проб масла в специализированных лабораториях;
·непрерывный расчет диагностических параметров электроэнергии, соответствующий реальным установившимся и переходным режимам работы трансформатора на основе данных измерений, запись этой информации в актуальную базу данных;
·непрерывный расчет диагностических параметров, характеризующих
·техническое состояние функциональных подсистем трансформатора на основе справочных данных и данных измерений, запись этой информации в актуальную базу данных (при необходимости);
·непрерывную экспертную оценку текущих значений диагностических параметров электроэнергии и всех функциональных подсистем трансформатора;
·визуализацию информации для пользователя АРМ о измеренных и рассчитанных значениях диагностических параметров и результатах проведения экспертиз по оценке технического состояния трансформатора.
·4-й уровень — программное обеспечение WEB сервера или локальной вычислительной сети, обеспечивающие одновременную визуализацию информации для нескольких пользователей АСУ ТП об измеренных и рассчитанных значениях диагностических параметров и результатах проведения экспертиз по оценке технического состояния трансформатора.
Датчики и их описание
Датчик температуры с интерфейсом RS-485, датчик влаги растворенной в масле Vaisala, первичные датчики индикаторов температуры обмоток и масла Mesko, датчик тока проводимости ввода и частичных разрядов ДВ2, оптоволоконные датчики и приборы измерения температур.
Наименование датчика ХарактеристикиRS-485 Датчик температуры с интерфейсом TS-RS485 Цифровой датчик температуры с интерфейсом RS-485
техническая спецификация датчика TS-RS485
Параметры электропитания:
Потребляемая мощность — не более 0,3 Вт
Рабочий диапазон напряжения питания: от 8 до 30 В
защита от перегрузок по току и коротких замыканий
защита от смены полярности
Защита входов питания от импульсных перенапряжений
Сетевые интерфейсы:: RS-485
Поддерживаемы протоколы: IM, ModBus RTU
максимальное число датчиков на шине при работе по протоколу IM: 8 (задается джамперами)
максимальное число датчиков на шине при работе по протоколу ModBus RTU: 254 (задается программно)
параметры измерения и контроля:
Диапазон измеряемых значений температуры: от -40°С до +80°С
Погрешность измерения температуры, не более: ±1°С (по согласованию с заказчиком — ±0,5 °С)
Условия работы:
Рабочая температура окружающего воздухаот -40 до +80°С
Степень защиты по ГОСТ 14254 — IP 20
размеры и масса:
Габаритные размеры ШxДxВ — не более 46х70х31мм
Масса — не более 0,1 кгДатчик влаги растворенной в масле Vaisala Измерение активности воды
Диапазон измерений активности воды 0 … 1 ±0,02 Точность ±0,030 … 0,9 Vaisala HUMICAP®0,9 … 1,0Датчик
Входы и выходы
Рабочее напряжение
… 35 В постоянного тока, 24 В переменного тока с дополнительным источником питания
… 240 В переменного тока 50/60 Гц
Модуль питания
Потребляемая мощность при 20 °C(Uвход 24 В постоянного тока)макс. 25 мAвыход 2 x 0 … 1 В / 0 … 5 В /0 … 10 В (макс. 25 мA)out 2 x 0 … 20 мA (макс. 60 мА)
дисплей и подсветка+20 мАОптоволоконные датчики и приборы измерения температур и оптоволоконного датчика температуры ДТП-1 Диапазон измеряемых температур 60…+200 оС Погрешность измерения температур 0,1% (от полной шкалы) Длина линии связи датчик-спектрометр, м до 500 Тип выходного сигнала от датчика Оптический Степень защиты по ГОСТ 14254-96 IP55 диапазон рабочих температур -60…+200 оС
Шкаф соединений системы мониторинга
Первая стойка (согласующие трансформаторы тока, индикаторы температуры обмоток и масла фирмы Mesko; клеммы для подключения входных сигналов). вторая стойка (преобразователи датчиков температуры масла и обмотки; преобразователи аналоговых входных и релейных входных/выходных сигналов с интерфейсом RS-485, блок питания; контроллер и индикаторы предварительного сбора информации и управления системой охлаждения; клеммы для подключения входных сигналов).
третья стойка (быстродействующие реле, автоматические выключатели; прибор измерения влаги, растворенной в масле Vaisala; клеммы для подключения входных сигналов).
Шкаф диагностики
Шкаф диагностики обеспечивает:
прием сигналов от датчиков и приборов,
математическую и алгоритмическую обработку сигналов, вычисление ряда параметров, запись и хранение информации,
передачу данных в АРМ системы по оптоволоконным линиям связи. Все элементы промышленного исполнения с диапазоном рабочих температур от минус 40 до +70С;
Шкаф диагностики содержит:
·Электротехнический шкаф из нержавеющей стали наружной установки;
·Систему обеспечения микроклимата;
·Промышленные разъемные соединители для ввода входных сигналов;
·Автоматические выключатели для включения первичного питания аппаратуры;
·Блоки вторичного электропитания c обеспечением гальванической развязки;
·Нормирующие преобразователи входных аналоговых сигналов с гальванической развязкой и частотой преобразования 100кГц;
·Преобразователи входных/выходных релейных сигналов 220 В с выходом RS-485, и Modbus;
·Промышленный контроллер Compakt RIO
·производства National Instruments, США;
·Управляемый Ethernet коммуникатор.
Организация АРМ Оператора
трансформатор аппаратный автоматизация эксплуатация
Стойка автоматизированного рабочего места (АРМ) обеспечивает:
Прием информации от устройств шкафа диагностики, выполнение ряда математических расчетов и экспертных диагностических алгоритмов, ведение архивов и баз данных, отображение информации о техническом состоянии объекта в реальном масштабе времени, передачу текущих и архивных данных в системы более высокого уровня.
Содержит:
·Электротехнический шкаф в комплекте с системой вентиляции и кондиционирования;
·Автоматические выключатели для включения первичного питания аппаратуры АРМ;
·Блок вторичного электропитания, обеспечивающий гальваническую развязку;
·Управляемый Ethernet коммуникатор;
·Жидкокристаллический монитор;
·Источник бесперебойного питания.
Главная панель АРМ
главная панель системы (экранная форма), которая отображается на экране промышленного компьютера АРМ (третий уровень системы), установленного в помещении подстанции и соединенного с контроллерами второго уровня с помощью оптоволоконного кабеля. На главной панели обслуживающий персонал наблюдает текущее состояние всех 9 функциональных подсистем для каждого подключенного к системе объекта трансформаторного оборудования.
функциональная подсистема «Параметры электроэнергии сети
Эта функциональная подсистема характеризует параметры электроэнергии сети. При этом анализируются параметры измеренных мгновенных значений токов и напряжений всех фаз (А,В,С) и сторон (НН, СН, ВН). Дискретность измерений сигналов менее 0.2мсек. По этим измеренным значениям рассчитываются: мгновенные значения фазных токов и напряжений, мгновенные значения линейных и фазных полных мощностей, действующие, максимальные и минимальные значения всех сигналов, гармонический состав установившихся сигналов, в том числе: расчет амплитуд, фаз, активных и реактивных составляющих, гармоник токов, напряжений и мощностей фаз сторон.
функциональная подсистема «Приборы сигнализации и защиты»
функциональная подсистема «Приборы сигнализации и защиты» определяет даты и время срабатывания релейных сигналов устройств защиты и сигнализации, установленных на трансформаторном оборудовании. В том числе: сигналы срабатывания газового реле, клапанов сброса давления, реле быстрого роста давления, указателей уровня и потока масла в баке и другие.
Функциональная подсистема «Магнитная система»
функциональная подсистема определяет следующие диагностические параметры магнитопровода: температуру в местах наиболее нагретых точек магнитопровода, измеренную оптоволоконными датчиками; текущие диагностические и базовые значения намагничивающего тока; текущие диагностические и базовые значения потерь в магнитопроводе.
Заключение
В результате реализации поставленных задач была достигнута главная цель автоматизации объекта, а именно:
.Выполнена автоматизация контроля состояния трехфазного трансформатора для повышения эффективности его эксплуатации и выявления проблем в работе трехфазного трансформатора, а также выявления и своевременного устранения дефектов, снижения трудоёмкости обследования его состояния;
.Сократилось время на диагностику состояния оборудования, и реагирования на появление неисправностей в трехфазном трансформаторе;
.Был обеспечен контроль над состоянием автотрансформатора с участием минимума персонала, а именно одним оператором, производящим мониторинг состояния трехфазного трансформатора исходя из показаний установленных датчиков.
список использованной литературы
1.Китаев Е.В Электротехника с основами промышленной электроники М.: Высшая школа, 2002
.Дьяков В.И. Типовые расчёты по электрооборудованию 2004.
.Гроднев И.И, верник С.М. линии связи_ М радио связь 2004
.Токарёв Б.Ф Электрические машины-М:Энергоатаниздат,2003
.Алексеев, Б. А. Контроль состояния (диагностика)’ крупных силовых трансформаторов. М:: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. — 216 с.
.О проблеме координации уровней токов короткого замыкания в энергосистемах/ К. М. Антипов, А. А. Востросаблин, В. В. Жуков и, др.// электрические станции. — 2005. — №4. С. 19-32.
.РД 34.45-51.300-97. Объем и, нормы. испытаний электрооборудования.6-е изд. — М.: ЭНАС, 1998. — 256 с.
.Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования.. М.: ОРГРЭС, 1997. 67 с.
.Чернев, К. К. мощные трансформаторы// Библиотека электромонтера: -М.: «Энергия». 1972. — вып. 360: — 120 с.
.Петров, Г. Н., Окунь, С. С. об отрицательном сопротивлении вторичной-обмотки трансформатора// Электричество. 1950. -№5. — С. 3-5.
.Хоанг Ван Нью, Малиновский, В. Н. методы и средства. Контроля и диагностики состояния обмоток мощных силовых трансформаторов// Электротехника. 2009. — №10. — С. 36-41.
.ГОСТ 11677-85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1985.-39 с.
.ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. — М.: Изд-во стандартов 1997. — 33 с.