Автоматизированная система управления тяговым электроснабжением

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Проектируемая система позволит осуществить переход от существующих в настоящее время устаревших комплексов оборудования и принципов контроля и управления на тяговой подстанции (ТП) к современным технологиям и возможностям управления. Позволит улучшить показатели эффективности и надежности работы ТП.

Обновление и модернизация тяговых подстанций проводится на основе принципов, заложенных в «Концепции обновления тяговых подстанций российских железных дорог», утвержденной Департаментом электрификации и электроснабжения 31 июля 2004 года. Один из этих принципов - применение комплексов укрупненных функциональных блоков полной заводской готовности. Путем агрегатирования соответствующих разновидностей блоков удается реализовать все требуемые типы подстанций, учитывая в то же время особенности конкретных требований в каждом отдельном случае. Другой принцип - использование при сооружении новых и реконструкции действующих объектов высоконадежное оборудование, включенное по схемам, позволяющим обеспечить необходимое резервирование питания контактной сети и функционирование без постоянного присутствия дежурного персонала. Автоматизация обслуживания и техническая диагностика позволяют перейти от работы «по регламенту» к обслуживанию «по фактическому состоянию».

Система предназначена для централизации управления тяговыми подстанциями и коммутационными аппаратами тяговой сети, а так же для создания единой информационной сети, обеспечивающей сбор, обработку, передачу и хранение данных по всем уровням управления.

Целями создания системы являются:

- снижение эксплуатационных затрат на обслуживание системы управления электроснабжением ЭТ. Оно обусловлено централизацией управления, высоким качеством и надежностью используемого оборудования, а также гибкостью системы, которая позволяет за короткий срок проводить при необходимости изменение конфигурации и настройки аппаратуры и программных средств;

- улучшение контроля за техническим состоянием и обслуживанием устройств электроснабжения;

- повышение качества обслуживания устройств электроснабжения и снижение эксплуатационных расходов за счет четкого планирования работ;

На заданном участке электрифицированной железной дороги, включающем тяговую подстанцию ЭЧЭ - 236 Чик (приложение А), и прилегающий участок контактной сети (приложение Б), выделены основные присоединения, подлежащие автоматизации. Рассмотрены автоматизируемые функции, применимые к элементам этих присоединений, способы и средства автоматизации.

При проектировании системы учтён существующий опыт других систем и предприятий. Поставленные задачи решались на уровне разработки структурной и функциональной схем системы.

обслуживание управление электроснабжение

1. ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР УСТРОЙСТВ АВТОМАТИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТРАНСПОРТА

Аппаратура автоматики обеспечивает непрерывный контроль и поддержание заданного режима работы основного оборудования системы электроснабжения и, тем самым, позволяет повысить его надежность. Устройства телемеханики ускоряют обеспечение текущих профилактических и восстановительных работ. При этом повышается реальная пропускная способность электрифицированных линий. За счет средств автоматики и телемеханики увеличивается производительность труда дистанций электроснабжения. Они позволяют высвободить большой контингент эксплуатационного персонала на тяговых подстанциях и в бригадах контактной сети.

Разработка аппаратуры автоматики и телемеханики была начата в 30-е годы, она была выполнена на устройствах контроллерного типа, громоздких и сравнительно дорогих. После войны начались разработки новой аппаратуры, особенно интенсивный размах они получили после принятия Генерального плана электрификации железных дорог в 1956 г. За период с 1946 г. по настоящее время было создано несколько поколений аппаратуры автоматики и телемеханики, первое из них (1946--1960 гг.) было на стандартных телефонных реле и шаговых искателях. Во втором поколении (1961--1975 гг.) основой элементной базы стали германиевые транзисторы и диоды. В этот период на дорогах внедряли электронные системы телеуправления сначала типов БСТ-59, БТР-60, затем - типа ЭСТ-62. Большим шагом в создании новых устройств явилось использование в них типовых логических и функциональных модулей, выполненных методами печатного монтажа. Это ускорило разработку и внедрение электронных устройств автоматики.

Базой следующего поколения устройств автоматики и телемеханики (1976--1983 гг.) явились помехоустойчивые типовые логические и функциональные модули на кремниевых транзисторах. На их основе были разработаны система телеуправления «Лисна» [1], электронная защита фидеров контактной сети переменного тока от токов короткого замыкания, а также другие устройства автоматики.

В настоящее время телемеханизация электрифицированных железных дорог России на базе системы «Лисна» составляет около 60% от всей протяженности телемеханизированных линий.

Система телемеханики «Лисна» состоит из подсистем с частотным («Лисна-Ч») и временным («Лисна-В») разделением каналов связи. Аппаратура частотных каналов рассчитана на образование 16 каналов в тональном диапазоне частот. Аппаратура телемеханики размешается в стойках и шкафах. На диспетчерском пункте устанавливается диспетчерский щит (рисунок 1). На лицевой стороне щита размешена мозаичная мнемоническая схема устройств электроснабжения диспетчерского круга.

Рисунок 1 - Диспетчерский щит системы «Лисна»

На контролируемых пунктах подсистемы «Лисна-Ч» устанавливаются стойки КП, а на контролируемых пунктах подсистемы «Лисна-В» -- навесные шкафы (рисунок 2), внутри которых установлены сборные блоки 4 с логическими и функциональными модулями 2, аппаратура каналов связи /, блок питания 3, выходные панели зажимов (клеммники) 5 для подключения внешних цепей.

Рисунок 2 - Шкаф контролируемого пункта подсистемы «Лисна - В»

Подсистема «Лисна-Ч» предназначена для контролируемых пунктов с большим объемом информации (тяговые подстанции, посты секционирования). Устройство телеуправления имеет общий передающий полукомплект ТУ ДП и индивидуальные приемные ТУ КП1-ТУ КП15 (рисунок 3). Устройство телесигнализации имеет индивидуальные передающие ТС KП1-ТС КП15 и приемные ТС ДП-1-ТСДП15 полукомплекты.



Рисунок 3 - Структурная схема подсистемы «Лисна-Ч»

Передача сигналов ТУ осуществляется по одному общему частотному каналу, а передача сигналов ТС -- по индивидуальным частотным каналам. Скорость передачи в тракте телеуправления 20--25 импульсов в секунду, в тракте телесигнализации 28--30 импульсов в секунду.

Подсистема «Лисна-В» предназначена для контролируемых пунктов с малым объемом информации (группы разъединителей КС, линий продольного электроснабжения и ВЛ СЦБ). Она может быть использована для управления постами секционирования. Один комплект подсистемы рассчитан на 10 контролируемых пунктов с максимальным числом объектов ТУ равным 16. Если суммарное число объектов на двух КП не превышает 16, то их можно рассматривать как один КП и устанавливать на них отдельные полукомплекты.

Все объекты ТС разбиты на две группы, для каждой из которых используется отдельный частотный передатчик. Для ТУ и ТС выделены два раздельных частотных канала с несущими частотами f1 и f2 (рисунок 4). При наличии сдвоенных КП для ТС используется два самостоятельных частотных канала с частотами f2 и f3. Устройство имеет общий для всех пунктов полукомплект ТУ ДП(Р) (для управления разъединителями), общий приемный полукомплект ТС ДП(Р) и индивидуальные полукомплекты ТУ-ТС на контролируемых пунктах КП1--КПN.



Рисунок 4 - Структурная схема подсистемы «Лисна-В»

В таблице 1 приведены технические данные системы «Лисна» для базового варианта при полном объеме использования информационных возможностей.

Таблица 1

Краткие технические данные системы

Подсистема	Число КП на один ДП	Число объектов на один КП	Число датчиков ТИ на один КП	Продолжительность передачи, с	Число частотных каналов
		ТУ	ТС		КомандыТУ	серии ТС	ТС	ТУ
Лисна-Ч	15	80	122	4	4 - 5	до 5	15	1
Лисна-В	10	16	22	2		Цикл - до 30; По вызову - 2-3	2	1
	20	8	11	1	До 5	То же	2	1

Структура кодовых комбинаций, принятая в системе «Лисна», обеспечивает высокую помехозащищенность и практически полностью исключает возможность передачи ложных команд.

При внедрении подобных комплексов существенно сокращаются сроки монтажа и наладки цепей вторичной коммутации, так как основная часть работ переносится в заводские цеха. Кроме того, возможно уменьшение строительных затрат на тяговые подстанции. Изменение элементной базы временно приостановило дальнейшее внедрение комплексов.

Очередное поколение средств автоматики, телемеханики и защиты основано на микроэлектронике. Разработана система телеуправления МРК, первый комплект которой введен в эксплуатацию на Московской дороге в 1989 г. Внедряется аппаратура защиты на интегральных схемах. Возобновлены работы по созданию электронных комплексов. Каждое новое поколение отличается более высокой надежностью, улучшенными техническими характеристиками и расширенными функциональными возможностями. Так, например, наработка на отказ у системы телеуправления БСТ-59 по сравнению с релейно-контактной возросла в 2--3 раза, у ЭСТ-62 - в 4--5 раз, у системы «Лисна» -- в 6--7 фаз. Если до внедрения телемеханики для обеспечения работ на контактной сети при часовом технологическом «окне» требовалось в среднем около 30 мин, то при релейно-контактной системе оно было сокращено вдвое, а при электронных системах - в 3-4 раза.

Переход к микроэлектронной аппаратуре позволил на 15--20 % уменьшить материалоемкость конструкций при почти двойном увеличении информационной емкости по сравнению с предыдущими поколениями электронных систем. Дальнейшее развитие системы управления хозяйством электрификации и энергетики идет по пути разработки автоматизированной системы управления.

Ниже приведен пример существующей в настоящее время автоматизированной системы управления электроснабжением (АСУ Э) [2].

АСУ Э предназначена для контроля и управления электроснабжением объекта. Основные возможности системы:

- обеспечение оперативного управления распределительными устройствами;

- контроль состояния оборудования в реальном масштабе времени;

- сигнализация и оперативное отображение информации о режимах работы оборудования;

- ведение архива информации о работе оборудования;

- передача необходимой информации в АСУ предприятия;

- возможность мониторинга состояния оборудования через сеть Internet.

АСУ Э построена на базе SCADA PcVue. Это единственная на сегодняшний день SCADA, которая позволяет разрабатывать и использовать полнофункциональные интерактивные 3D-мнемосхемы. Т.е. можно видеть объект со всех сторон и располагать на нем интерактивные элементы управления и контроля. Основное преимущество данного подхода - возможность максимально реалистично изобразить объект автоматизации и дать возможность оператору локализовать положение объекта на территории или помещении. Помимо этого, данная возможность позволит локализовать неисправный узел в сложном составном оборудовании.

Структура системы показана на рисунке 5, ниже приведено её описание.

Устройства верхнего уровня предназначены для хранения, обработки и отображения информации, и представлены следующими элементами:

- сервер сбора данных (может быть установлено два, при необходимости резервирования информации);

- сервер БД для ведения архивов ретроспективной информации;

- АРМ(ы) оператора электрической части (количество определяется нуждами заказчика).

Устройства связи и передачи информации:

- мосты-мультиплексоры;

- преобразователи оптика - витая пара и обратно;

- межсетевые мосты.

Устройства нижнего уровня (микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики, ПЛК и др.).

- оборудование локальной вычислительной сети на базе Ethernet для организации информационного взаимодействия сервера сбора данных и клиентских терминалов;

- оборудование полевой (промышленной) сети для коммуникации с устройствами нижнего уровня;

- оборудование для синхронизации (сервер точного времени, GPS-антенна);

- средства обеспечения бесперебойной работы системы в условиях отключения электропитания (источники бесперебойного питания, Ethernet-адаптеры и др.).

2. ВЫБОР И ОПИСАНИЕ АВТОМАТИЗИРУЕМЫХ ФУНКЦИЙ

На начальном этапе проведен анализ исходных данных, представленных в виде схемы однолинейной тяговой подстанции ЭЧЭ - 236 Чик (приложение Б) и схемы питания секционирования контактной сети. В результате выделены участки и типы присоединений, подлежащие автоматизации:

- распределительное устройство (РУ) 110 кВ;

- РУ 10 кВ;

- РУ постоянного тока;

- фидер тяговой сети 3,3 кВ;

- фидер 10 кВ;

- силовой трансформатор;

- выпрямительный агрегат;

- трансформатор напряжения;

- трансформатор собственных нужд;

- разъединители контактной сети;

2.1 Распределительные устройства

2.1.1 Выключатель 110 кВ

- токовая отсечка от межфазных коротких замыканий;

- многоступенчатая токовая направленная защита от замыканий на землю;

- дистанционная защита шин;

- дифференциальная защита шин;

- автоматическое повторное включение.

2.1.2 Силовой трансформатор

Для силового трансформатора выделены автоматизируемые функции:

1) дифференциальная защита;

Принцип действия продольной дифференциальной защиты основан на сравнении токов, протекающих через участки между защищаемым участком линии (или защищаемом аппаратом). Для измерения значения силы тока на концах защищаемого участка используются трансформаторы тока TA1, TA2. Вторичные цепи этих трансформаторов соединяются с токовым реле KA таким образом, чтобы на обмотку реле попадала разница токов от первого и второго трансформаторов.

Рисунок 1 - Схема включения трансформаторов тока в цепь защищаемого элемента: а - распределение токов в нормальном режиме; б - распределение токов в случае возникновения короткого замыкания

В нормальном режиме (рисунок 1,а) значения величины силы тока вычитаются друг из друга, и в идеальном случае ток в цепи обмотки токового реле будет равен нулю. В случае возникновения короткого замыкания (рисунок 1,б) на защищаемом участке, на обмотку токового реле поступит уже не разность, а сумма токов, что заставит реле замкнуть свои контакты, выдав команду на отключение поврежденного участка.

В реальном случае через обмотку токового реле всегда будет протекать ток отличный от нуля, называемый током небаланса.

Современные микропроцессорные устройства защиты способны учитывать эту разницу самостоятельно, и при их использовании, как правило, первичные обмотки измерительных трансформаторов тока соединяют звездой на обоих концах защищаемого участка, указав это в настройках устройства защиты.

Рисунок 2 - Схема дифференциальной защиты трёхфазного трансформатора.

2) учет электроэнергии;

Учёт осуществляется с использованием счетчиков серии ЕвроАЛЬФА (EA02RAL).

Функции счетчика:

- учет потребления электроэнергии и мощности на собственные нужды;

- контроль потерь электроэнергии и мощности;

- управление распределением электроэнергии;

- учет реактивной мощности;

- передача измеренных параметров энергопотребления для служб Энергосбыта.

3) тепловая защита;

Защита основана на использовании терморезисторов. При достижении терморезистором определенного сопротивления, срабатывает пороговый элемент и формируется сигнал на отключение.

2.1.3 Распределительное устройство постоянного тока

В состав распределительного устройства входят:

- выключатель питающей линии тяговой сети;

- секционный разъединитель;

- катодный разъединитель;

- фильтрустройство;

- заземляющий разъединитель шин 3,3 кВ;

Автоматизируемые функции:

1) сигнализация положения коммутационных аппаратов;

2) защита по току;

3) контроль наличия напряжения;

4) контроль изоляции шин;

Функции релейных защит, управления, автоматики и сигнализации осуществляются с помощью интеллектуальных терминалов ЦЗАФ-3,3 [3].

2.2 Фидер тяговой сети 3,3кВ

Схема фидерной автоматики включает в себя элементы:

- быстродействующий выключатель;

- разъединитель с моторным приводом;

- разрядник;

Применимо к этим элементам выделены автоматизируемые функции:

1) информация о состоянии соединения: вкл/выкл (сигнализация);

2) контроль тока;

В качестве первичных датчиков здесь используются магнитоэлектрические амперметры с наружным шунтом. Шунт представляет собой манганиновый резистор, сопротивление которого мало зависит от температуры и во много раз меньше сопротивления рамки магнитоэлектрического измерительного механизма (ИМ). Поэтому при включении шунта параллельно прибору (рисунок 8) основная часть измеряемого тока проходит через шунт.



Рисунок 3 - Схема измерения постоянного тока

Сопротивление шунта подбирается так, чтобы

, (2.1)

где (2.2)

где - верхний предел измерений;

- максимально допустимый ток через ИМ.

Ток, протекающий через ИМ магнитоэлектрического амперметра, не может превышать некоторой номинальной величины, которая называется током полного отклонения.

3) регистрация аварийных токов;

4) подсчет аварийных и оперативных отключений;

5) хранение в памяти осциллограмм формы тока и напряжения фидера при аварийных отключениях;

6) двунаправленная максимальная токовая защита;

В разделе 4 данной работы приведен расчет значения тока уставки , необходимого для осуществления данного вида защиты на рассматриваемом участке ЭЖД.

7) направленная защита по приращению тока в течение заданного времени с заданным коэффициентом адаптации к величине тока нагрузки, предшествующего приращению тока, с выдержкой времени;

8) отсечка по критической скорости нарастания тока при близких коротких замыканиях;

9) защита минимального напряжения с выдержкой времени;

10) двукратное автоматическое повторное включение (АПВ);

Число повторных включений и интервалы времени между ними зависят от ряда причин и определяются типом подвижного состава, профилем пути, типом фидерных выключателей [4]. Для исключения потери скорости поезда при длительном перерыве питания из-за задержки АПВ (особенно на участках с затяжными подъемами и грузовым движением) повторное включение желательно произвести как можно скорее. Однако если на участке эксплуатируется подвижной состав, не оборудованный нулевой защитой, слишком быстрая повторная подача напряжения на неотключенные тяговые двигатели подвижного состава вызывает резкие броски тока и появление кругового огня на коллекторах, а также динамические удары в автосцепках поезда. Поэтому интервал первого автоматического повторного включения (АПВ) следует выбирать, исходя из минимального необходимого времени для отключения машинистом двигателей при исчезновении напряжения.

Выбор уставки первого повторного включения определяется временем деионизации в месте короткого замыкания и условиями работы тяговых двигателей при повторной подаче на них напряжения. После отключения напряжения с контактной сети ЭДС ТЭД уменьшается. В зависимости от типа ТЭД, допустимой считается подача напряжения после первого АПВ через 0,5 - 0,8с. Уставка по времени для второго АПВ выбирается по выражению и с учетом реакции машиниста на исчезновение, которое принимается равным 8 - 10с [5].

11) быстродействующее АПВ при появлении напряжения со стороны контактной сети;

12) автоматическое определение наличия места повреждения:

Время поиска места повреждения сокращается при предварительном определении его координат с помощью дистанционных измерений. По данным измерений токов и напряжений подсчитывают значение модуля |Zкз| полного сопротивления петли короткого замыкания поврежденного участка, по его значению в последующем судят о расстоянии до места повреждения , используя соотношение

(2.3)

(2.4)

где - коэффициент пропорциональности, зависящий от проводимости земли и ряда других факторов.

- соответственно напряжение и ток в момент проверки.

На точность измерений влияет дуга в месте повреждения, но существенно она сказывается только при малых токах и повреждениях вблизи ТП.

13) блокировка многократных включений;

14) местное/дистанционное управление быстродействующим выключателем и линейным разъединителем контактной сети;

15) учет электроэнергии.

2.3 Автоматика выпрямительного агрегата

Схема автоматики включает в себя элементы:

- высоковольтный выключатель;

- быстродействующий выключатель;

- шунт на стороне выпрямленного напряжения;

Преобразовательные секции выпрямителей оснащены микропроцессорной системой управления и диагностики, которая позволяет:

1) управлять комбинированной воздушной системой охлаждения силовых полупроводниковых приборов (для выпрямителей серии В-ТППД);

2) обеспечивать контроль состояния каждого диода по четырем критериям: «нормальная работа», «ухудшение параметров» (потеря класса), «пробой» и «обрыв», а также осуществлять контроль температуры диодов с выдачей информации на панель визуализации;

3) обеспечивать контроль и сигнализацию о недопустимой температуре внутри шкафа выпрямителя (при неисправностях, ненадежных контактных соединениях по жаре и др.), благодаря встроенному датчику температуры, который может также предоставлять информацию в виде графика изменения температуры в заданный период;

4) управлять работой высоковольтного и быстродействующего выключателей, с выполнением следующих функций;

- сигнализация положения выключателя;

- контроль напряжения;

- контроль изоляции шин;

- учет электроэнергии;

- автоматическое повторное включение;

- контроль тока. В качестве датчиков для контроля тока используются трансформаторы тока. Они выполняются с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная -- для подключения средств учёта и измерения (например, электрических счётчиков).

Трансформаторы тока могут выполнять измерительные, защитные, промежуточные (для включения измерительных приборов в токовые цепи релейной защиты, для выравнивания токов в схемах дифференциальных защит и т. д.) функции.

Вторичные обмотки трансформатора тока (не менее одной на каждый магнитопровод) обязательно нагружаются. Сопротивление нагрузки строго регламентировано требованиями к точности коэффициента трансформации. Незначительное отклонение сопротивления вторичной цепи от номинала (указанного на шильдике) по модулю полного Z или cos? приводит к изменению погрешности преобразования и возможно ухудшению измерительных качеств трансформатора. Значительное увеличение сопротивления нагрузки создает высокое напряжение во вторичной обмотке, достаточное для пробоя изоляции трансформатора, что приводит к выходу трансформатора из строя, а также создает угрозу жизни обслуживающего персонала. Кроме того, из-за возрастающих потерь в сердечнике магнитопровод трансформатора начинает перегреваться, что так же может привести к повреждению (или, как минимум, к износу) изоляции и дальнейшему её пробою.

В трехфазных сетях с напряжением 6-10 кВ устанавливаются трансформаторы как во всех трех фазах, так и только в двух (A и C). В сетях с напряжением 35 кВ и выше трансформаторы тока в обязательном порядке устанавливаются во всех трех фазах.

Рисунок 4 - Схемы включения трансформаторов тока

а - в случае трёх фаз; б - в случае двух фаз

В случае установки в три фазы (рисунок 9,а) вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в «звезду», в случае двух фаз (рисунок 9,б) - «неполную звезду». Для дифференциальных защит трансформаторов с электромеханическими реле трансформаторы подключают по схеме «треугольника».

5) обеспечивать связь с системой верхнего уровня. Панель визуализации представляет собой промышленный контроллер модульного типа с жидкокристаллическим экраном с псевдосенсорными органами управления;

При оптимальном управлении необходимо, с одной стороны, обеспечить нормальную загрузку преобразователей, снизить потери электроэнергии, с другой -- свести число переключений к минимальному для уменьшения износа переключающей аппаратуры. С помощью устройств автоматики регулирования мощности (АРМ) осуществляется подключение и отключение резервного преобразователи в зависимости от величины тока нагрузки, который сравнивается с током срабатывания. Экономически целесообразно токовые уставки включения () и отключения () определять по критическому току (), при котором потери в параллельно работающих преобразователях равны потерям в одном из них при выводе другого в резерв:

(2.5)

где I_ном -- номинальный выпрямленный ток преобразователя;

Р_пп - постоянные потери мощности преобразователя;

Р_нп - потери мощности преобразователя под нагрузкой;

- коэффициент трансформации преобразовательного трансформатора.

Для того чтобы избежать лишних переключений, резервный преобразователь включается при максимальном токе срабатывания на первичной стороне преобразователя

(2.6)

а отключается при минимальном токе срабатывания

(2.7)

где 1,07 - коэффициент надежности.

Если число переключений в сутки становится большим (десять и более), то вводятся задержки на переключения, которые обычно находятся в диапазоне от 3 до 10 мин и уточняются в каждом конкретном случае в зависимости от перегрузочных способностей преобразователей.

При срабатывании зашиты и отключении рабочего преобразователя автоматика должна включать резервный и восстановить питание тяговой нагрузки. Эта операция осуществляется устройствами АВР.

Кроме указанных видов автоматики преобразователи оснащаются коммутационной автоматикой, которая обеспечивает включение и выключение агрегата в заданной последовательности с учетом его состояния (наличие или отсутствие различных блокировок). Включение агрегата осуществляется следующим образом: размыкаются заземляющие разъединители в блоках масляного выключателя, шкафах RC и в блоке катодного быстродействующего выключателя, включаются разъединители, подключающие блок катодного выключателя к шинам выпрямленного напряжения. Затем включается катодный выключатель, а за ним масляный выключатель [4].

2.4 Трансформатор собственных нужд

Трансформатор устанавливают для обеспечения высокой надежности питания потребителей собственных нужд подстанции, он снабжен устройствами автоматики, включающими его. Кроме того, применяют устройства автоматического контроля напряжения на шинах, а в отдельных наиболее ответственных цепях, устройства контроля изоляции цепей собственных нужд, контроля исправности подзарядного агрегата.

Контроль изоляции шин осуществляют с помощью двух реле напряжения. При нормальном состоянии изоляции реле находятся под одинаковым фазовым напряжением и не возбуждены. В случае нарушения изоляции, одно реле окажется шунтированным, а другое попадет под линейное напряжение, что приведет к его возбуждению. Контакты этих реле вызовут действие сигнализации [4].

Контроль наличия напряжения на шинах собственных нужд обеспечивают, устанавливая реле напряжения, которые при наличии напряжения возбуждены и их контакты в цепи катушки реле времени замкнуты. При исчезновении напряжения реле размыкают свои контакты, разрывая цепь возбуждения реле. Последнее с заданной выдержкой времени воздействует своими размыкающими контактами на устройство АВР трансформатора, а также на цепи сигнализации.

Для этого присоединения используется блок микропроцессорной защиты БМРЗ - ТСН [5], который позволяет осуществлять:

Управление коммутационными аппаратами: - высоковольтный выключатель - 1; - контактор - 1.

Функции автоматики и управления коммутационными аппаратами:

- УРОВ - реализует функцию УРОВ-датчик. Сигнал «УРОВд» выдается при невыполнении команды на отключение выключателя с контролем значения тока фаз и снимается по факту снижения тока фаз менее 0,05Iном.

- управление коммутационными аппаратами - обеспечивается оперативное и автономное управление ВВ и контактором. Осуществляется расчет ресурса ВВ с учетом коммутационной стойкости.

- защита от несоответствия положения коммутационных аппаратов обеспечивает защиту ТСН в режиме дистанционного управления.

Функции защиты:

- от междуфазных повреждений с контролем тока. Возможность выбора одной из двух зависимых времятоковых характеристик. Автоматический ввод ускорения МТЗ при включении ВВ.

- токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП), действующая на отключение и/или на сигнализацию с одной выдержкой времени.

- защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера - с контролем тока обратной последовательности, действующая на отключение и сигнализацию.

2.5 Трансформатор напряжения

Трансформатор напряжения служит для питания релейной защиты, счетчиков и т.п.

Автоматизируемые функции:

1) сигнализация положения выключателя;

2) защита от перенапряжений;

2.6 Разъединитель контактной сети

Разъединители контактной сети, оснащенные функцией телеуправления, на схеме питания и секционирования контактной сети обозначены буквами А, Б, В, Г, Д, Е (приложение А).

3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

3.1 Концепция SCADA - систем

В проектируемой системе применены SCADA-технологии, которые позволяют достичь высокого уровня автоматизации в решении задач разработки систем управления, сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

SCADA - это специализированное ПО, ориентированное на обеспечение интерфейса между диспетчером и системой управления, а также коммуникацию с внешним миром [7].

Дружественность человеко-машинного интерфейса, предоставляемого SCADA-системами, полнота и наглядность представляемой на экране информации, доступность «рычагов» управления, удобство пользования подсказками и справочной системой и т. д. повышают эффективность взаимодействия диспетчера с системой и сводят к минимуму его критические ошибки при управлении.

Концепция SCADA, основу которой составляет автоматизированная разработка и управление в реальном времени, позволяет решить ещё ряд задач, долгое время считавшихся неразрешимыми:

- сокращение сроков разработки проектов по автоматизации;

- сокращение прямых финансовых затрат на их разработку.

В настоящее время SCADA является основным и наиболее перспективным методом автоматизированного управления сложными динамическими системами (процессами) [8].

Спектр функциональных возможностей определен самой ролью SCADA в системах управления и реализован практически во всех пакетах:

- автоматизированная разработка, дающая возможность создания ПО системы автоматизации без реального программирования;

- средства исполнения прикладных программ;

- сбор первичной информации от устройств нижнего уровня;

- обработка первичной информации;

- регистрация алармов и исторических данных;

- хранение информации с возможностью ее постобработки (как правило, реализуется через интерфейсы к наиболее популярным базам данных);

- визуализация информации в виде мнемосхем, графиков и т.п.;

- возможность работы прикладной системы с наборами параметров, рассматриваемых как «единое целое» (recipe или «установки»).

Рассматривая обобщенную структуру систем управления, следует ввести и еще одно понятие - Micro-SCADA. Micro-SCADA - это системы, реализующие стандартные (базовые) функции, присущие SCADA-системам верхнего уровня, но ориентированные на решение задач автоматизации в определенной отрасли (узкоспециализированные). В противоположность им SCADA-системы верхнего уровня являются универсальными.

3.2 Структура системы

Структурно систему можно представить в виде трёх уровней управления и каналов связи и средств сопряжения между уровнями (рисунок 8).

К верхнему уровню (АРМы ЦДП, сервера хранения данных) относятся программные и аппаратные средства, предназначенные для:

- предоставления необходимой информации операторам и энергодиспетчерам в ЦДП, поступающей на мониторы ПК в виде анимации видеокадров, сообщений, видео и звуковой сигнализации;

- сохранения полученной информации в виде архива данных с возможностью его последующей обработки и анализа;

- обеспечения бесперебойного функционирования ПТК (достигается посредством использования источников бесперебойного питания и функций горячего резервирования программно-технических средств);

- организации выдачи отчетов, оперативных журналов и другой документации, необходимой для организации эффективного управления технологическим объектом.

К среднему уровню относятся программные и аппаратные средства (ПК оператора на ТП, шкаф управления подстанцией: сенсорный монитор, контроллер ТП MicroPC, контроллер ОПС), предназначенные для:

- организации физического интерфейса с технологическим оборудованием;

- получения информации от сигнализирующих и измерительных устройств;

- предварительной обработки и передачи полученных сигналов на верхний уровень;

- получения заданных значений и команд от оборудования верхнего уровня;

- реализации алгоритмов локального управления на базе полученных заданий, команд и входных сигналов с выдачей управляющих сигналов на исполнительные устройства.

Эти функции выполняются непосредственно на контролируемом объекте (ТП).

Нижний уровень включает в себя датчики (измерительные преобразователи) контролируемых величин, блоки цифровой релейной защиты и автоматики, функциональные контроллеры.

К средствам сопряжения и связи относятся программные и аппаратные средства, предназначенные для организации своевременной и достоверной передачи информации между уровнями. Это программируемые логические контроллеры, устройства удаленной передачи данных, оптические и медные кабели, каналы связи RS-485, RS-232, Ethernet.

Основой для построения системы является структурная схема шкафа управления подстанцией (рисунок 5). Он является центральным звеном, которое обеспечивает связь между верхним и нижним уровнями системы.

Рисунок 5 - Структурная схема шкафа управления тяговой подстанцией

3.3 Функции системы

- динамическое отображение на АРМ информации о состоянии коммутационного оборудования;

- динамическое отображение на АРМ текущих значений аналоговых величин и состояний дискретных сигналов, контролируемых блоками ЦРЗА и УСО;

- отображение на АРМ информации о пусках и срабатываниях блоков ЦРЗА;

- отображение на АРМ параметров аварийных событий и осциллограмм, зарегистрированных блоками ЦРЗА, УСО и РАПС;

- просмотр полученной от блоков ЦРЗА и УСО информации в табличных и графических формах, в виде мнемосхем, ведомостей событий, аварийно-предупредительной сигнализации;

- дистанционное чтение и редактирование конфигурации ЦРЗА и УСО (уставки, ключи и т.д.);

- дистанционное управление положением коммутационного оборудования (включение/отключение выключателей и др.);

- ведение долговременного архива событий комплекса, журнала действий операторов и другой вспомогательной информации [10];

3.4 Выбор оборудования

3.4.1 Выбор датчиков

Измерительный преобразователь постоянного тока ФЕ1875-АД предназначен для преобразования электрических сигналов постоянного тока, постоянного напряжения, сигналов от стандартных термопреобразователей сопротивления (ТС) и термопар в унифицированные сигналы постоянного тока или напряжения с возможностью выдачи измерительных данных в цифровом виде и передачи их по стандартному интерфейсу [11].

Преобразователь постоянного тока ФЕ1875-АД может иметь релейные выходы для обеспечения сигнализации / регулирования.

Внешнее управление преобразователями ФЕ1875-АД может осуществляться с персонального компьютера по интерфейсу RS-485 или RS-232. Использование двухпроводного интерфейса RS-485 позволяет включать преобразователи ФЕ1875-АД в состав систем измерения и управления совместно с другими приборами, управляемыми от одного компьютера, с общей длиной линии связи между преобразователями и компьютером до 1,2 км.

В измерительных преобразователях постоянного тока, напряжения постоянного тока и температуры ФЕ1875-АД обеспечивается гальваническая развязка между входными и выходными цепями и корпусом.

Применяется измерительный преобразователь постоянного тока ФЕ1875-АД как индивидуально, так и в составе систем измерения, контроля и управления в атомной энергетике, энергетике, нефтяной, газовой, химической промышленности.

Входные сигналы:

- постоянный ток;

- напряжение постоянного тока;

- температура от термопар;

- температура от термопреобразователей сопротивления;

Возможности:

- компенсация температуры свободных концов термопары;

- возможность подключения внешнего блока индикации (цифрового или дискретно-аналогового);

- наличие модификации с 4-мя гальванически развязанными выходными каналами с токовым выходом;

- 2 релейных выхода на переключение для обеспечения сигнализации / регулирования;

- встроенный интерфейс RS-232 или RS-485;

- программирование (производится пользователем):

- выбор вида и диапазона измерения входного сигнала;

- задание начала и конца шкалы измерения;

- задание числа, вида и значения уставок;

- задание гистерезиса при отключении реле;

- корректировка температуры холодного спая термопары;

- установка адреса преобразователя;

- установка скорости обмена данными по интерфейсу;

- калибровка для выбранного вида и диапазона сигнала;

- получение измерительных данных и настройка прибора производятся по встроенному интерфейсу;

- электрическая прочность изоляции - не менее 1500 В;

- монтаж на стандартную DIN-рейку или комплектный кронштейн;

- габаритные размеры прибора - 70 х 75 х 120 мм;

- масса - не более 0,5 кг;

Питание:

- напряжение 12 В постоянного или переменного тока частотой 50 Гц;

- напряжение 24 В постоянного или переменного тока частотой 50 Гц;

- напряжение 220 В переменного тока частотой 50 Гц от группового источника питания П1870-АД.

3.4.2 Выбор контроллерного оборудования

Интеллектуальные панели управления Power Panel PP41 являются результатом объединения панели оператора и контроллера в едином устройстве, обеспечивающем эффективное выполнение задач управления и визуализации [12].

Процессор контроллера панелей управления Power Panel имеет следующие параметры: 1.5 МБ Flash PROM, интерфейс RS232, совместимый с модемом, интерфейс CAN, с поддержкой подчиненных станций.

Панели управления имеют текстовый LCD дисплей с подсветкой, на котором могут быть расположены четыре строки с 20 символами в каждой или графический дисплей 5,7" QVGA. Кроме этого, на панели расположены 16 или 40 функциональных клавиш.

Power Panel PP41 имеет следующие особенности:

Панель управления Power Panel РР41 имеет встроенные 10 дискретных входов 24В постоянного тока, 4 из которых с дополнительными функциями (50 кГц счетчик, энкодер и т.п.) и 8 цифровых транзисторных выходов 24В постоянного тока с защитой от коротких замыканий.

Для ввода и вывода дополнительных сигналов имеется 6 мест (слотов) с разъемами для установки винтовых модулей B&R с помощью которых можно подключить до 60 цифровых или 24 аналоговых входов/выходов.

Для использования технологических функции, например, подсчета событий, функций пускового механизма, управления шаговым двигателем и частотных измерений в любой из слотов могут устанавливаться быстродействующие модули с TPU возможностями.

Дополнительные модули связи могут устанавливаться в любой из слотов. Они представляют широкий спектр последовательных интерфейсов, таких как Power Panel RS232, RS422, RS485, TTY, CAN, Profibus, Ethernet, Ethernet PowerLink, X2X.

Программирование панелей управления Power Panel осуществляется с использованием единого инструментального программного обеспечения -- B&R Automation Studio™. Функции управления в реальном времени гибко сочетаются с интерфейсом оператора в виде символьного или графического дисплея.

Энергонезависимые часы в режиме реального времени позволяют экономить ресурсы процессора при использовании информации с датой и временной меткой.

Таблица 2

Технические характеристики контроллера

1	2
Система	РР41
Дисплей	5,7" LCD QVGA(160х80 pixels)
Встроенный вход/выход	10 DI / 8 DO
Интерфейсы	RS 232; RS 232;Дополнительный слот для подключения интерфейсных модулей контролера 2005 серии
Особенности	6 слотов для доп. модулей AI, AO, IF, NC, DI, DOЧисло клавиш: 40 IP65

Входит в состав шкафа управления подстанцией для выполнения функций связи всех интеллектуальных средств подстанции с энергодиспетчерской.

Универсальный контроллер для контролируемых пунктов телемеханики изготовлен на базе программируемого микропроцессорного PC-совместимого промышленного компьютера, специально сконфигурированного и запрограммированного для управления объектами энергоснабжения.

Универсальный контроллер предназначен для выполнения следующих задач:

? обеспечения функций телеуправления (ТУ), телесигнализации (ТС), телеизмерений (ТИ) на контролируемых пунктах энергосистем, в том числе электрифицированных железных дорог и других промышленных предприятий;

? обеспечения совместимости с действующими системами телемеханики и их совместной работы по каналам связи с использованием совместимых протоколов передачи;

? сбора данных с первичных измерительных приборов (счетчиков электроэнергии, микропроцессорных защит типа MiCOM, МР и др.) как с импульсными выходами, так и с цифровыми интерфейсами RS232/422/485;

? создания локальной подсети (2/4 проводные RS422/RS485) на контролируемых пунктах (приложение Д).

Универсальный контроллер имеет следующие преимущества:

? гибкое программное конфигурирование;

? реализация повышенных требований к безопасности телеуправления;

? регистрация событий с сохранением журнала в энергонезависимой памяти;

? самодиагностика основных функциональных узлов с передачей результатов в канал связи;

? до 512-ти 16-разрядных каналов телеизмерений;

? интерфейс RS-485 для подключения до 30 внешних устройств с протоколом ModbusRTU со скоростью 9600 бит/с с последующей обработкой полученных данных - телеизмерений и телесигнализации, и передачей в канал связи;

? готовая программа по подключению к контроллеру наиболее распространенных устройств - микропроцессорных защит типа MiCOM и МР, различных электросчётчиков и др.;

? возможность использования входов телесигнализации в качестве счетчиков импульсов с хранением данных в энергонезависимой памяти;

? встроенный программно конфигурируемый контроль за несанкционированными изменениями в телесигнализации и телеизмерениях с передачей результатов в канал связи;

? программно конфигурируемые компараторы для телеметрических измерений с передачей результатов в канал связи;

? протоколы связи с диспетчерским центром - ЛИСНА-Ч, ЛИСНА-В, ЛИСНА-М, Modbus RTU;

? связь с диспетчерским пунктом в режиме «точка-многоточка» через встроенный многоканальный модем тональной частоты на базе DSP;

? связь через стандартные AT-модемы, радио- и GSM/CDMA модемы со скоростью до 19200 бит/с;

? специально разработанные программы связи по коммутируемым каналам GSM/CDMA: - минимизация оплаты услуг связи за счет возможностей гибкого программного конфигурирования контроллеров и диспетчерского пункта в зависимости от используемого тарифного плана оператора GSM/CDMA и требований по оперативности ТУ/ТС/ТИ;

- безопасность доступа при использовании коммутируемых сетей связи общего пользования;

- эффективное использование дополнительных возможностей GSM/CDMA связи.

? напряжение питания в диапазоне 95…253 VAC.

Универсальный контроллер состоит из:

? модулей стандарта микро/РС для промышленных контроллеров, установленных в одной корзине на 8 или 12 слотов промышленной шины ISA;

? модулей коммутационных;

? модуля индикации и клавиатуры;

? блока питания AC/DC;

? выключателя автоматического.

Таблица 3

Модули, входящие в состав контроллера

Наименование	Назначение
1	2
1.Модуль системный CPU188-5BS	Предназначен для управления работой контроллера и хранения информации
2.Модуль дискретного ввода DI32-5	Предназначен для ввода импульсных сигналов с объектов ТС или датчиков физических величин и счётчиков с импульсными выходами
	Предназначен для контроля всех выходных сигналов модулей дискретного вывода DO32-5
3.Модуль дискретного вывода DO32-5	Предназначен для управления 15-ю объектами ТУ и двумя реле блокировки
4.Многоканальный модем ТЧ	Реализует протоколы передачи по линиям связи для действующих систем телемеханики
5.Линейный блок	Согласует линии связи с модемом по стандартной схеме подключения для систем телемеханики
6.Модуль стабилизированного питания	Предназначен для питания модулей микро/PC от вторичного напряжения питания =24 В. Обеспечивает напряжения: +5 В/3 А, +12 В/1 А,-12 В/1 А
7.Модуль коммутационный	Предназначен для подключения к контроллеру объектов ТУ-ТС, интерфейсов RS-232/422/485 и импульсных сигналов от счетчиков или датчиков
8.Модуль расширения коммутации	Предназначен для подключения к контроллеру объектов ТС
9.Модуль управления и индикации	Предназначен для выполнения функций местного контроля и управления
10.Каркас Micro PC	Предназначен для установки модулей стандарта микро/PC

Рисунок 13 - Структурная схема контроллера

3.4.3 Выбор устройств микропроцессорной зашиты

Внедрение терминалов микропроцессорных защит и автоматики в систему управления электроснабжением ЭТ способствует достижению следующих целей:

1. Повышение контроля за своевременностью и качеством устранения повреждений технических устройств электроснабжения;

2. Систематизация данных по выявленным отказам технических устройств для анализа состояния безопасности движения поездов;

3. Снижение трудоемкости работ при формировании отчетно - учетной документации, повышение скорости обработки и передачи документации между всеми уровнями управления.

Устройства микропроцессорной защиты оснащены дополнительными функциями диагностики состояния оборудования:

- расчёт выработанного ресурса выключателей;

- контроль цепей управления разъединителями;

- контроль цепей измерительных трансформаторов напряжения;

- контроль напряжения на шинах включающих катушек.

Устройство цифровой защиты и автоматики ЦЗАФ-3,3 предназначено для выполнения функций релейной защиты и автоматики, контроля и сигнализации, местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами фидеров контактной сети тяговых подстанций, постов секционирования и пунктов параллельного соединения электрифицированных железных дорог постоянного тока напряжением 3,3 кВ.

ЦЗАФ-3,3 - микропроцессорное устройство, построенное на современной элементной базе, осуществляет весь комплекс защит, управления, автоматики и сигнализации присоединения, обеспечивая при этом простоту и надежность в эксплуатации.

ЦЗАФ-3,3 состоит из трех блоков: блока управления (БУ), блока защит и автоматики (БЗА), блока развязок (БР-3,3).

Блок управления содержит алфавитно-цифровой дисплей, кнопки управления коммутационными аппаратами, кнопки для ввода уставок, кнопки для чтения режимов настройки устройства. Блок управления соединяется с блоком защит и автоматики с помощью интерфейсного кабеля. Блок защит и автоматики реализует все функции защит управления, контроля и измерения. Блок БР-3,3 подключается к измерительному шунту фидера, преобразует ток, напряжение фидера, а также напряжения на контактах быстродействующих выключателей в цифровой вид и передает по оптическому кабелю в блок БЗА.

Таблица 4

Основные технические характеристики

Рабочий диапазон измеряемых токов	от - 20470 А до 20470 А
Количество дискретных входов	32
Входной ток	не более 4 мА
Количество дискретных выходов	12
Коммутируемый ток замыкания/размыкания при активно-индуктивной нагрузке с постоянной времени 20мс	8,0/0,15 А
Количество электронных выходных ключей	4
Коммутируемый ток кратковременно (не более 1 с) долговременно (не более 1 с)	не более 2 Ане более 1 А
Потребляемая мощность	не более 15 Вт
Габаритные размеры устройства ЦЗАФ-3,3:	270Lх240Bх266H мм

Измерения и контроль:

- Фазные токи;

- Тормозные токи;

- Токи небаланса;

- Максиметр тока небаланса;

- Счетчик срабатывания защит;

- Счетчик отключения.

Технические возможности:

- Связь БМРЗ по стандартным последовательным каналам RS-232 с ПЭВМ и (или) RS-485 (ВОЛС) c АСУ позволяет дистанционно вести настройку БМРЗ, измерения, управление и контроль присоединения. Скорость обмена - от 600 до 19200 бит/с. Обмен осуществляется с использованием протокола MODBUS-MT.

- Во время работы блоки осуществляют автоматическую самодиагностику и выдают сигнал при обнаружении неисправности. Расширенная проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме «Тест».

- Память блоков, после снятия питающего напряжения, обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы. Хранение параметров аварийных событий, информации об общем количестве, а также о времени срабатываний защит, количестве отключений выключателя обеспечивается, без питания, в течение 200 часов.

- Смена конфигурации защит, блокировок и уставок осуществляется с санкционированным доступом с пульта блока или дистанционно.

- Функция календаря и часов позволяет фиксировать время событий с дискретностью 10 мс. Точность хода часов ±3 с в сутки без корректировки и ±10 мс с корректировкой по каналу RS-485.

Назначение и область применения

Блок микропроцессорный релейной защиты трансформатора дифференциальный БМРЗ-ТД предназначен для дифференциальной защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов с высшим напряжением не более 220 кВ, а также для защиты ошиновки трансформаторов, блоков трансформатор - двигатель.

БМРЗ-ТД новейшая отечественная разработка в области релейной защиты, соединяющая хорошо зарекомендовавшие себя принципы работы реле ДЗТ-21 и новейшую элементную базу и технологию. Применение цифровых технологий позволило получить новое качество функционирования реле - совершенные алгоритмы автоматической балансировки плеч дифференциальной защиты, высокую точность выравнивания токов в ручном режиме, высокое быстродействие, устойчивость и настраиваемость работы в переходных

режимах, удобство настройки и высокую повторяемость параметров. Блок БМРЗ-ТД может использоваться в качестве основной защиты в панелях защиты трансформаторов и автотрансформаторов совместно с резервными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

БМРЗ-ТД предусматривает шесть вариантов исполнения в зависимости от схемы подключения к защищаемому присоединению:

- БМРЗ-ТД-01 - продольная дифференциальная защита двухобмоточного трансформатора;

- БМРЗ-ТД-02 - многофункциональная дифференциальная защита двухобмоточного трансформатора;