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
|
Характеристики
|
RS-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
Датчик
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 мА
|
|
Оптоволоконные
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:
· Автоматические выключатели для
включения первичного питания аппаратуры АРМ;
· Блок вторичного электропитания,
обеспечивающий гальваническую развязку;
· Управляемый Ethernet коммуникатор;
· Жидкокристаллический монитор;
· Промышленный компьютер с
дублированным жестким диском;
· 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.