Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Разработка типового проекта реконструкции энергорайонов центральной Якутии с применением цифровых подстанций и SCADA

irina_krut2020 1900 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 76 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 12.03.2020
Объектом дипломного проекта является проект «Цифровая подстанция» с внедрением инновационных решений, а предметом – сравнение технических характеристик проекта подстанции с традиционными решениями, применяемыми при сооружении подстанции, а также обоснование экономической целесообразности реализации проекта. Развитие и внедрение цифровых подстанций является одним из ключевых направлений программы инновационного развития ПАО «Россети» с 2017 по 2030 года с последующей перспективой до 2035. Концепция этой программы заключается в создании опытного полигона «Цифровая подстанция» на базе «Научно-технического центра ФСК ЕЭС», что говорит о научной новизне рассматриваемого проекта и достижении практических результатов в его реализации.
Введение

В настоящее время одним из направлений развития отечественной и мировой электроэнергетики является применение на энергообъектах цифровых устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, контроллеров автоматизированной системы управления технологическим процессом, систем коммерческого учета и контроля качества электроэнергии. В мире началось массовое внедрение решений класса «цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления «интеллектуальная сеть», что говорит об актуальности выбранной темы. Целью - разработка типового проекта реконструкции на примере ПС Хатын-Урях 110/35/6 в цифровую с внедрением инновационных решений. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи: • рассмотреть основные технологические решения и особенности цифровой подстанции; • рассмотреть мировые тенденции развития цифровых подстанций, существующее состояние, направления развития и внедрения их в электроэнергетическую систему России; • проанализировать предпосылки для создания и основные положения стандарта МЭК 61850; • провести анализ подстанции; • cделать расчеты аварийного режима подстанции; • провести выборку соответствующего оборудования; • обосновать экономическую целесообразность реализации проекта.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 6 1 ОПИСАНИЕ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 9 1.1 Основные технологические решения 9 1.2 Особенности цифровых подстанций 12 1.3 Предпосылки для создания и основные положения стандарта МЭК 61850 15 1. 4 Обзор мировых тенденций развития ЦПС 21 1.5 Вывод главы 1 26 2 АНАЛИЗ ПОДСТАНЦИИ ХАТЫН-УРЯХ 27 2.1 Перечень установленного оборудования 27 2.2 Характеристики оборудования 27 2.3 Реконструкция подстанции 29 2.4 Вывод главы 2 30 3 РАСЧЕТЫ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПОДСТАНЦИИ 31 3.1 Расчет нагрузок на шинах ПС 32 3.2 Выборка трансформатора 32 3.3 Новая схема подстанции 33 3.4 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах 34 3.5 Расчет токов КЗ 34 3.6 Вывод главы 3 39 4 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОДСТАНЦИИ 40 4.1 На стороне 110 кВ 40 4.2 На стороне 35 кВ 42 4.3 На стороне 6 кВ 45 4.4 Выбор схемы собственных нужд 49 4.5 Вывод главы 4 50 5 ЭКОНОМИКА 51 5.1 Затраты на проектирование 52 5.2 Расчет капиталовложений 53 5.3 Вывод главы 5 56 6 ЭКОЛОГИЯ 58 6.1 Природа-климатические условия 58 6.2 Экологическая безопасность окружающей среды 59 6.3 Требования по экологической безопасности подстанции 60 6.4 Воздействие на человека 62 6.5 Вывод к главы 6 63 7 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 65 7.1 Общие положения 65 7.2 Общие требования безопасности 65 7.3 Требования безопасности перед началом работы 68 7.4 Требования безопасности во время работы 69 7.5 Требования безопасности по окончании работы 73 7.6 Вывод главы 7 73 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 75 ПРИЛОЖЕНИЯ 77
Список литературы

1. Аношин А. О., Головин А. В. «Протоколы связи в электроэнергетике и предпосылки для разработки МЭК-61850» // Новости ЭлектроТехники. 2012. №3 (75) 2. Аношин А.О., Головин А.В. «Стандарт МЭК 61850. Информационная модель устройства» // Новости ЭлектроТехники №5(77). 3. Афанасьев В.В., Адоньев Н.М., Кибель В.М. «Трансформаторы тока». – 2-е изд., — Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1989 г.. 4. Власов М. А., Воронков М. В., Малков Б. Б., Сердцев А. А. Построение систем РЗА и АИИС КУЭ на базе оптических трансформаторов тока и напряжения с цифровым интерфейсом. Релейщик (№ 1, 2008). 5. Горелик Т.Г. «Цифровая подстанция. Обзор мировых тенденций развития». Международная выставка и конференция по инновационным проектам в электросетевом комплексе IPNES 2010. Интеллектуальные сети. 6. Данилин А.В., Горелик Т.Г., Кириенко О.В., Дони Н.А. «Цифровая подстанция. Подходы к реализации». Журнал "ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение" 01.07.2012. 7. Дорошев К.И. Комплектные распределительные устройства 6-35 кВ. – М. Энергоиздат 2003. 8. Моржин Ю.И., Попов С.Г, Коржецкий Ю.В., Ильин М.Д.. Этапы внедрения технологии «Цифровая подстанция» на объектах ЕНЭС. 4-ая Международная научно-техническая конференция «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем», Екатеринбург 3-7 июня 2013 г. 9. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового проектирования: Учебное пособие для вузов. 4-е изд.перераб. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с: ил. 10. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстан- ций. Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. – М. 11. Соснина Е.Н., Маслеева О.В., Пачурин Г.В., Бедретдинов Р.Ш. ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ ЦИФРОВОЙ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ НА УСЛОВИЯ ТРУДА ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 5-1. – С. 143-148; 12. ГОСТ Р МЭК 61850-5-2011. «Сети и системы связи на подстанциях». Основные требования. 13. ГОСТ Р МЭК 61850-9-2. «Сети и системы связи на подстанциях». Назначение на определенный коммуникационный сервис – Передача мгновенных значений по интерфейсу МЭК 8802-3. 14. ГОСТ Р МЭК 61850-8-1. «Сети и системы связи на подстанциях». Назначение на определенный коммуникационный сервис – Назначение на MMS и МЭК 8802-3. 15. ГОСТ Р МЭК 60870-101. «Устройства и системы телемеханики». Протоколы передачи. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики. 16. ГОСТ 7746-2015. Межгосударственный стандарт. «Трансформаторы тока. Общие технические условия». 17. ГОСТ 1983-2015. Межгосударственный стандарт. «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» 18. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 19. РД 34.03.245-93 «Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию подстанции» 20. РД 153-34.0-03.150-00 “Межотраслевые правила по охране труда(правила безопасности) при эксплуатации электроустановок”. 21. СанПиН 2.2.4.3359-16 “Санитарно-эпидемиологические требования к физическим факторам на рабочих местах”. 22. СО 53-34.20.501-2003 “Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации”.
Отрывок из работы

1 ОПИСАНИЕ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ 1.1 Основные технологические решения Новые технологии производства современных систем управления перешли из стадии научных исследований и экспериментов в стадию практического использования. Разработаны и внедряются современные коммуникационные стандарты обмена информацией. Широко применяются цифровые устройства защиты и автоматики. Произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления. Появление новых международных стандартов и развитие современных информационных технологий открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа «Цифровая подстанция» (ЦПС). Отличительными характеристиками ЦПС являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, цифровой способ доступа к информации, её передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети (Smart Grid). Термин «Цифровая подстанция» до сих пор трактуется по-разному различными специалистами в области систем автоматизации и управления. Для того чтобы разобраться, какие технологии и стандарты относятся к цифровой подстанции, проследим историю развития автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) и релейной защиты и автоматики (РЗА). Внедрение систем автоматизации началось с появления систем телемеханики. Устройства телемеханики (ТМ) позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы с использованием модулей устройств связи с объектом (УСО) и измерительных преобразователей. На базе систем телемеханики развивались первые АСУ ТП электрических подстанций и электростанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить её обработку, а также представлять информацию в удобном для пользователя интерфейсе. С появлением первых микропроцессорных релейных защит информация от этих устройств также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Постепенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось (противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и т.д.). Вся эта информация от устройств нижнего уровня интегрировалась в АСУ ТП по цифровым интерфейсам. Несмотря на повсеместное использование цифровых технологий для построения систем автоматизации, такие подстанции не являются в полной мере цифровыми, так как вся исходная информация, включая состояния блока контактов, напряжения и токи, передаётся в виде аналоговых сигналов от распределительного устройства в оперативный пункт управления, где оцифровывается отдельно каждым устройством нижнего уровня. Например, одно и то же напряжение параллельно подаётся на все устройства нижнего уровня, которые преобразовывают его в цифровой вид и передают в АСУ ТП. На традиционных подстанциях различные подсистемы используют различные коммуникационные стандарты (протоколы) и информационные модели. Для функций защиты, измерения, учёта, контроля качества выполняются индивидуальные системы измерений и информационного взаимодействия, что значительно увеличивает как сложность реализации системы автоматизации на подстанции, так и её стоимость. Переход к качественно новым системам автоматизации и управления возможен при использовании стандартов и технологий цифровой подстанции, к которым относятся: • стандарт МЭК 61850: • модель данных устройств; • унифицированное описание подстанции; • протоколы вертикального (MMS) и горизонтального (GOOSE) обмена; • протоколы передачи мгновенных значений токов и напряжений (SV); • цифровые (оптические и электронные) трансформаторы тока и напряжения; • аналоговые мультиплексоры (Merging Units); • выносные модули УСО (Micro RTU); • интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ). Основной особенностью и отличием стандарта МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях» от других стандартов является то, что в нём регламентируются не только вопросы передачи информации между отдельными устройствами, но и вопросы формализации описания схем — подстанции, защиты, автоматики и измерений, конфигурации устройств. В стандарте предусматриваются возможности использования новых цифровых измерительных устройств вместо традиционных аналоговых измерителей (трансформаторов тока и напряжения). Информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых подстанций, управляемых цифровыми интегрированными системами. Все информационные связи на таких подстанциях выполняются цифровыми, образующими единую шину процесса. Это открывает возможности быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что, в конечном счёте, даёт возможность сокращения числа медных кабельных связей, и числа устройств, а также более компактного их расположения . Цели создания цифровой подстанции: • Унификация информационных протоколов обмена данными. • Обеспечение способности к взаимодействию устройств. • Сокращение кабельного хозяйства. • Обеспечение наблюдаемости каналов сбора, передачи информации и управления. • Снижение метрологических потерь во вторичных цепях. • Упрощение способов тиражирования первичной информации. • Упрощение механизмов поверки устройств. • Применение устройств с обновляемым программным обеспечением. • Унификация механизмов конфигурирования подстанции. • Формирование единой системы диагностики. Переход к выполнению удаленной функциональной диагностики. • Обеспечение информационной безопасности энергообъекта. • Переход к необслуживаемым подстанциям. Рассмотрим подробнее структуру цифровой подстанции, выполненную в соответствии со стандартом МЭК 61850 (рис.1). Рисунок 1 - Структура цифровой подстанции. Система автоматизации энергообъекта, построенного по технологии «Цифровая подстанция», делится на три уровня: • полевой уровень (уровень процесса); • уровень присоединения; • станционный уровень. Полевой уровень состоит из: 1. Первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты (Micro RTU). 2. Первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения). Уровень присоединения состоит из интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ): 1. Устройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счетчики АСКУЭ, системы мониторинга трансформаторного оборудования и т.д.). 2. Терминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики. Станционный уровень состоит из: 1. Серверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации и т.д., концентратор данных). 2. Автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала подстанции. 1.2 Особенности цифровых подстанций Первой особенностью построения системы автоматизации цифровых подстанций является новый «полевой» уровень, который включает в себя инновационные устройства первичного сбора информации: выносные УСО, цифровые измерительные трансформаторы, встроенные микропроцессорные системы диагностики силового оборудования и т.д. Цифровые измерительные трансформаторы передают мгновенные значения напряжения и токов по протоколу МЭК 61850-9-2 устройствам уровня присоединения . Существует два вида цифровых измерительных трансформаторов: оптические и электронные. Оптические измерительные трансформаторы (рис.2) являются наиболее предпочтительными при создании систем управления и автоматизации «Цифровой подстанции», потому что используют инновационный принцип измерений, исключающий влияние электромагнитных помех, так как основан на эффекте Фарадея. Это магнитооптический эффект, который заключается в том, что при распространении линейно поляризованного света через оптически неактивное вещество, находящееся в магнитном поле, наблюдается вращение плоскости поляризации света, зависящее от величины этого магнитного поля. Электронные измерительные трансформаторы разработаны на базе традиционных трансформаторов используют специализированные аналогово-цифровые преобразователи. Рисунок 2 - Трансформатор тока электронный оптический. Данные от традиционных измерительных трансформаторов преобразуются в широковещательные Ethernet-пакеты с использованием мультиплексоров (MergingUnits), предусмотренных стандартом МЭК 61850-9. Сформированные мультиплексорами пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.). Данные о положении коммутационных аппаратов и другая дискретная информация (положение ключей режима управления, состояние цепей обогрева приводов и др.) собираются с использованием выносных модулей УСО, устанавливаемых в непосредственной близости от коммутационных аппаратов. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами. Выносные модули УСО синхронизируются с точностью не хуже чем 1 мс. Передача данных от выносных модулей УСО осуществляется по оптоволоконной связи, являющейся частью шины процесса по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управления на коммутационные аппараты также осуществляется через выносные модули УСО с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Также силовое оборудование оснащается набором цифровых датчиков. Существуют специализированные системы для мониторинга трансформаторного и элегазового оборудования, которые имеют цифровой интерфейс для интеграции в АСУ ТП без использования дискретных входов и датчиков 4-20 мА. Современные КРУЭ оснащаются встраиваемыми цифровыми трансформаторами тока и напряжения, а шкафы управления в КРУЭ позволяют устанавливать выносные УСО для сбора дискретных сигналов. Установка цифровых датчиков в КРУЭ производится на заводе-изготовителе, что позволяет упростить процесс проектирования, а также монтажные и наладочные работы на объекте. Вторая особенность «Цифровой подстанции» - это объединение среднего (концентраторов данных) и верхнего (сервера и АРМ) уровня в традиционной схеме автоматизации в один станционный уровень в структуре ЦПС. Это связано с единством протоколов передачи данных (стандарт МЭК 61850-8-1), при котором средний уровень, ранее выполнявший работу по преобразованию информации из различных форматов в единый формат для интегрированной АСУ ТП, постепенно теряет свое назначение. Уровень присоединения включает в себя интеллектуальные электронные устройства, которые получают информацию от устройств полевого уровня, выполняют логическую обработку информации, передают управляющие воздействия через устройства полевого уровня на первичное оборудование, а также осуществляют передачу информации на станционный уровень. К этим устройствам относятся контроллеры присоединения, терминалы МПРЗА и другие многофункциональные микропроцессорные устройства. Третья особенность – структура ЦПС обладает высокой степенью гибкости. Устройства для цифровой подстанции могут быть выполнены по модульному принципу и позволяют совмещать в себе функции множества устройств. Гибкость построения цифровых подстанций позволяет предложить различные решения с учетом особенностей энергообъекта. В случае модернизации существующей подстанции без замены силового оборудования для сбора и оцифровки первичной информации можно устанавливать шкафы выносных УСО. При этом выносные УСО помимо плат дискретного ввода/вывода будут содержать платы прямого аналогового ввода (1/5 А), которые позволяют собрать, оцифровать и выдать в протоколе МЭК 61850-9-2 данные от традиционных трансформаторов тока и напряжения. В дальнейшем полная или частичная замена первичного оборудования, в том числе замена электромагнитных трансформаторов на оптические, не приведет к изменению уровня присоединения и подстанционного уровня. В случае использования КРУЭ имеется возможность совмещения функций выносного УСО, MergingUnit и контроллера присоединения. Такое устройство устанавливается в шкаф управления КРУЭ и позволяет оцифровать всю исходную информацию (аналоговую или дискретную), а также выполнять функции контроллера присоединения и функции резервного местного управления. Преимущества реализации проектов «Цифровой подстанции»: • Помехозащищенность, высокая пожаробезопасность, взрывобезопасность и экологичность. • Использование инновационных и современных стандартов и решений обеспечивающих совместимость различных ИЭУ (МЭК 61850). • Повышение точности измерений. • Значительное сокращение кабельных связей. • Сокращение монтажных и наладочных работ, простота проектирования, эксплуатации и обслуживания, уменьшение размеров ПС. • Снижение количества модулей ввода/вывода на устройствах АСУТП и РЗА. • Сокращение стоимости компоновки конструктива шкафов системы ТМ / ССПИ / АСУТП (кабельная продукция, клеммные колодки и пр.). Создание подобных проектов «Цифровой подстанции» невозможно без применения протокола МЭК 61850, являющегося основой всех цифровых коммуникаций в рамках энергообъектов. 1.3 Предпосылки для создания и основные положения стандарта МЭК 61850 С появлением первых цифровых устройств, начали формироваться требования к системам передачи данных. Эти требования касались надежности, производительности и совместимости программно-аппаратных решений. С 1960-х годов осуществлялось множество попыток создать систему, удовлетворяющую этим требованиям, но из-за технических сложностей достижение поставленных целей было затруднено. Движение к достижению 100 % надежности, совместимости и гарантированной доставке данных велось не только путем модернизации компьютерных систем и систем связи, но и путем разработки новых протоколов передачи данных. Каждый производитель строил систему на основе тех протоколов передачи данных, которые он считал наиболее подходящими для решения той или иной задачи. Использовались такие протоколы как МЭК 60870-101/103/104, Modbus, DNP3 и т. д. Некоторые из них стали более популярными, некоторые менее, но такое разнообразие решений приводило к отсутствию совместимости и взаимозаменяемости оборудования и усложнению процесса системной интеграции. Рассмотрим существующие подходы к реализации функций системы передачи информации. Передача сигналов от измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) осуществляется по кабелям с медными жилами переменного тока и напряжения соответственно. Для данного способа характерны проблемы, о которых достаточно часто упоминается в литературе : • большая разветвленность и протяженность медных кабелей, приводящая к необходимости применения большого числа вспомогательного оборудования (испытательных блоков, клеммников и т.д.) и, как следствие, к повышению стоимости систем и сложности монтажа и наладки; подверженность измерительных цепей воздействию электромагнитных помех; • сложность или отсутствие возможности контроля исправности измерительного канала в темпе процесса, сложность поиска места повреждения; • влияние сопротивления измерительных цепей на точность измерений и необходимость согласования мощности ТТ/ТН с сопротивлением цепей и нагрузкой приемника. Передача дискретных сигналов между устройствами традиционно осуществляется подачей оперативного напряжения посредством замыкания выходного реле одного устройства на дискретный вход другого. Такой способ передачи информации имеет следующие недостатки: • необходимо большое число контрольных кабелей, проложенных между шкафами с аппаратурой; • устройства должны иметь большое число дискретных входов и выходов; • количество передаваемых сигналов ограничивается определенным количеством дискретных входов и выходов; • отсутствует возможность контроля связи между устройствами; • возможно ложное срабатывание дискретного входа устройства при замыкании на землю в цепи передачи сигнала; • цепи подвержены воздействию электромагнитных помех; • сложность расширения систем РЗА. Обмен данными между РЗА и центральной приемопередающей станцией (ЦППС) на объекте осуществляется в цифровом формате. Однако ввиду необходимости интеграции большого количества различных устройств этот способ имеет следующие особенности: • существование большого количества различных протоколов передачи данных, причем устройство ЦППС для успешной интеграции любых устройств должно поддерживать все эти протоколы; • отсутствие единой системы наименования данных, приводящее к необходимости поддержания большого количества описательной документации, а также к сложностям и ошибкам при наладке; • относительно малая скорость передачи данных, обусловленная наличием большого количества последовательных интерфейсов. Передача данных между объектом и диспетчерским центром также ведется в цифровом формате. Обычно для этих целей используют протоколы МЭК 60870-101/104. Особенности реализации этих систем связи: • необходимость передачи данных в протоколах диспетчерского управления, как правило, отличающихся от протоколов, применяемых на подстанции; • передача ограниченного количества информации, что обусловлено необходимостью переназначения всех сигналов с одного протокола на другой, и, как следствие, потеря некоторых данных, передача которых на этапе проектирования не была сочтена целесообразной; • отсутствие единых наименований сигналов в рамках объекта и в центрах управления сетями (ЦУС), приводящее к сложности наладки и отслеживания ошибок. Существующие протоколы связи достаточно успешно позволяют реализовывать задачи диспетчерского управления и интеграции данных в системы управления, однако не позволяют реализовывать функции реального времени (такие как передача дискретных сигналов между устройствами РЗА, передача мгновенных значений токов и напряжений) и не предъявляют требований к формальному описанию конфигураций протоколов и передаваемых сигналов, в связи с чем проектная документация на системы АСУ ТП содержит лишь описание сигналов на твердых носителях. Поэтому актуальность введения нового стандарта возрастала с каждым годом. Работа над стандартом МЭК 61850 началась в 1995 году в , причем изначально велась двумя независимыми, параллельно работающими группами .Позднее, в 1997 году, работы обеих групп были объединены под эгидой рабочей группы 10 ТК 57 МЭК, в состав которой входит более 200 экспертов из 22 стран мира. Наиболее широкое представительство в рабочей группе имеют США (25 человек), Франция (25 человек) и Канада (21 человек), Россия представлена 13 участниками. Заседания рабочей группы проводятся четыре раза в год для обсуждения разрабатываемых глав стандарта МЭК 61850. В основе стандарта лежат три положения: • Он должен быть технологически независимым, то есть вне зависимости от технологического прогресса стандарт должен подвергаться минимальным изменениям. • Он должен быть гибким, то есть допускать решение различных задач с использованием одних и тех же стандартизованных механизмов. • Он должен быть расширяемым. Разработка первой редакции стандарта заняла порядка 10 лет и появилась в 2003 году. Отвечая поставленным требованиям, стандарт позволяет соответствовать изменяющимся потребностям электроэнергетики и использовать последние достижения в области компьютерных, коммуникационных и измерительных технологий. Область применения стандарта МЭК 61850 - системы связи внутри подстанции. Это набор стандартов, в который входят стандарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по структуре и конфигурации подстанции, стандарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта. Основным требованием к системе сбора данных в стандарте является обеспечение способности микропроцессорных электронных устройств к обмену технологическими и другими данными. Стандарт предъявляет следующие требования к системе: • Высокоскоростной обмен данными микропроцессорных электронных устройств между собой (одноранговая связь). • Привязка к подстанционной локальной вычислительной системе (ЛВС). • Высокая надежность. • Гарантированное время доставки. • Функциональная совместимость оборудования различных производителей. • Средства поддержки чтения осциллограмм. • Средства поддержки передачи файлов. • Конфигурирование/автоматическое конфигурирование. • Поддержка функций безопасности. МЭК 61850 является объектно-ориентированным протоколом, фокусированным на автоматизацию подстанций, и значительно расширяет возможности предшествующих стандартов МЭК. Из-за сложности программной реализации МЭК 61850, что включает реализацию целого ряда стандартов по передаче данных (MMS ISO 9506, стека протоколов ISO, GOOSE), на рынке практически отсутствуют надежные готовые решения, позволяющие принимать данные с устройств, поддерживающих МЭК 61850. На сегодняшний день МЭК 61850 состоит из 25 различных документов (в том числе разрабатываемых), которые охватывают широкий круг вопросов и делают его гораздо больше, чем просто спецификацией ряда коммуникационных протоколов. Отметим основные особенности стандарта: • Определяет не только то, как должен производиться обмен информацией, но и то, какой информацией должен производиться обмен. Стандарт описывает абстрактные модели оборудования объекта и выполняемых функций. Информационная модель, лежащая в основе стандарта, представляется в виде классов объектов данных, атрибутов данных, абстрактных сервисов и описания взаимосвязей между ними. • Определяет процесс проектирования и наладки систем. • Определяет язык описания конфигурации системы (SCL). Данный язык обеспечивает возможность обмена информацией о конфигурации устройств в стандартизованном формате между программным обеспечением различных фирм-производителей. • Описывает методики испытаний и приемки оборудования. Согласно МЭК 61850 устройства РЗА объединены шиной, по которой сами устройства обмениваются данными между собой и передают эти данные на верхний уровень. Такая архитектура удобна тем, что применение технологической шины значительно уменьшает количество медных проводов, что упрощает настройку, проектирование и эксплуатацию системы. Данные от терминалов релейной защиты по станционной шине могут передаваться на верхний уровень оператору, кроме того, у контролирующих органов, имеющих соответствующий уровень доступа, есть возможность получать оперативные данные с любой подстанции и с любого терминала РЗА. Эта информация позволяет контролировать деятельность подчиненных служб, что повышает надежность энергетических объектов в целом . Возможность такого гибкого конфигурирования информационных потоков появилась, благодаря той части стандарта, которая посвящена передаче данных. Основными протоколами передачи данных, согласно стандарту МЭК-61850, являются протоколы MMS и GOOSE. MMS используется для передачи данных от терминалов РЗА в SCADA систему для дальнейшей визуализации, а GOOSE - для обмена данными между терминалами. Важной особенностью протоколов является гарантированная доставка сообщений, а скорость передачи данных у ММS и GOOSE выше, чем у других протоколов передачи данных, таких как, например, Modbus. Взаимозаменяемость отдельных компонентов системы достигается за счет стандартизации протоколов передачи данных, а также за счет жестких требований по совместимости оборудования. Системы, построенные на МЭК 61850, проще обслуживать из-за уменьшения количества кабельных линий связи, что положительно сказывается на надежности системы в целом. Архитектура системы интуитивно понятна, в результате разработчики и интеграторы тратят меньше времени на понимание архитектуры конкретного объекта и, как следствие, значительно снижается стоимость проектирования и интеграции. Обслуживание таких систем по сравнению со стандартными в целом проще, хоть и предъявляет несколько иные требования к опыту персонала. К недостаткам можно отнести повышенную сложность и новизну стандарта. У разработчиков и интеграторов мало опыта построения подобных систем, но этот недостаток, очевидно, временный. Работая с МЭК 61850, необходимо понимать, что стандарт: • Не стандартизует функциональность и алгоритмы устройств, • не описывает конкретные методики внедрения, коммуникационные архитектуры или требования к конкретным продуктам; • сфокусирован на описании функциональных возможностей первичного и вторичного оборудования, функций защиты, управления и автоматизации, видимых извне. Безусловно, такая масштабная работа не может быть идеальной. В качестве примеров неточностей и недоработок стандарта, в частности, называется отсутствие методик формальной проверки соответствия требованиям стандарта, ряд технических неточностей в описании параметров и подходов к их обработке и так далее. К недостаткам стандарта часто относят неконкретность описания требований и слишком большую свободу при реализации, что, по мнению разработчиков, как раз является одним из его главных достоинств. Еще одним недостатком систем, построенных на МЭК 61850, является повышенная стоимость микропроцессорного оборудования РЗА, однако, нужно помнить, что применение МЭК 61850 дает ряд преимуществ, именно поэтому, количество подстанций по всему миру, построенных на основе этого стандарта, увеличивается.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Информационные технологии, 32 страницы
900 руб.
Дипломная работа, Информационные технологии, 61 страница
1525 руб.
Дипломная работа, Информационные технологии, 84 страницы
2100 руб.
Дипломная работа, Информационные технологии, 31 страница
775 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg