[ На главную ] -- [ Список участников ] -- [ Правила форума ] -- [ Зарегистрироваться ]

Использование микропроцессорных устройств защиты для целей телемеханики

  Вход на форум   логин       пароль   Забыли пароль? Регистрация
On-line:  

Раздел: 
Телемеханика и связь в энергетике / Телемеханика в электроэнергетике / Использование микропроцессорных устройств защиты для целей телемеханики

Страницы: 1 2 Next>> ответить новая тема

Автор Сообщение

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 56 		Добавлено: 01-06-2009 11:56
Добрый, день колеги!
Ситуация такова.Допустим МП РЗА имеет на борту RS-485 и поддерживает протокол Modbas RTU. Система телемеханики строится на основе центрального контроллера и модулей О/І подключаемых к нему по Modbas RTU. Можно ли с микропроцессорных устройств РЗА снимать данные по телеизмерениям(токов, напряжений), двухпозиционное положение выключателей и выводить на них команды телеуправления? Или может такой вариант не приемлим, может для телемеханики необходимы свои - отдельные цепи ТИ и ТУ? Буду рад любым мыслям, высказываниям по возможности/невозможности реализации данной системы, ее достоинств/недостатков, опыту ее эксплуатации, проектирования....

аксакал
Группа: Участники
Сообщений: 568
 Добавлено: 01-06-2009 23:07
Устройства РЗА включаются в обмотки 10Р. Этим все сказано.

частый гость
Группа: Участники
Сообщений: 32 		Добавлено: 02-06-2009 05:49
В регламентирующих документах не сказано, что МП РЗА не могут использоваться в качестве источников сигналов для ТМ. Для ТИ действительно необходимо смотреть на какие керны подключен терминал РЗА, но это не всегда 10р,10р используют тогда когда необходимо реализовывать УРОВ и ОМП, эти функции как правило выполняют в терминалах автоматики выключателей. А с ТУ так продлем вообще нет. У нас уже запущен объект где ТИ, ТС и ТУ для АСУТП получаем с МП РЗА по 103 и проблем пока небыло. Плюсы это значительное уменьшение кабельных связей, а минусы это определение границы раздела между ТМ и РЗА, так как если будут какие то проблемы в протоколе обмена то от релейщиков помощи как правило ждать не приходится, да и вывести терминал для определения неисправности довольно затруднительно.

аксакал
Группа: Участники
Сообщений: 568
 Добавлено: 02-06-2009 08:37
Класс точности по измерениям у терминалов РЗА тоже не 0,5, насколько я помню. Специально задавался этим вопросом несколько лет назад.
У БМРЗ, например, основная относительная погрешность измерения тока +-4%, а по напряжению +-5%.
У остальных примерно так же, вроде. Так что измерения брать с терминалов РЗА не стоит. Остальное - работает. Но про неудобства эксплуатации уже сказали.

частый гость
Группа: Участники
Сообщений: 32 		Добавлено: 02-06-2009 10:36
В принципе правильно, что ТИ не стоит брать с терминалов РЗА. У нас на объектах просто используются терминалы Siemens 6MD664 , а они сертифицированы как средство измерения.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 56 		Добавлено: 02-06-2009 14:09
У нас уже запущен объект где ТИ, ТС и ТУ для АСУТП получаем с МП РЗА по 103 и проблем пока небыло.


На центральном контроллере какое программное обеспечение используете для опроса терминалов МП РЗА? Я всмысе, узнать для опроса МП РЗА необходимо использовать ПО фирмы-производителя РЗА, или не обязательно - может используватся некое другое ПО?

частый гость
Группа: Участники
Сообщений: 32 		Добавлено: 03-06-2009 01:20
Специлизированное ПО используем только на АРМ РЗА с подключением через второй RS порт на терминале РЗА. Для ввода информации на контроллер для нужд ТМ используем протокол МЭК 60870-5-103 без дополнительного ПО от производителя МП РЗА. Конечно необходимо что бы и терминал РЗА поддерживал данный протокол.

частый гость
Группа: Участники
Сообщений: 34 		Добавлено: 03-06-2009 08:33
Ну, брать то сигналы ТС/ТУ от терминалов по интерфейсу то можно, но это не является основным каналом получения ТС/ТУ...

Основной канал - это информационные кабели типа "сухой контакт", а по интерфейсу - это уже дополнительная резервная возможность... Или если нет денег на кабели и т.п. :)
В общем - только по интерфейсу в крайних случаях :) (т.е если у Вас личная электростанция дома - то шоб подешевле было)


Группа: Участники
Сообщений: 6
 Добавлено: 04-06-2009 11:38
Ну, брать то сигналы ТС/ТУ от терминалов по интерфейсу то можно, но это не является основным каналом получения ТС/ТУ...


На ряде подстанций Белгородэнерго (Донец, Северная, Майская) в качестве основного источника телеметрии используются терминалы РЗА Сириус. Телеметрия собирается по интерфейсу RS-485 в протоколах Start и Modbus. Через терминалы также организовано ТУ. Все работает без проблем:)

частый гость
Группа: Участники
Сообщений: 34 		Добавлено: 05-06-2009 08:26
А у нас на подстанциях в роли ТС выступает уборщица - если чо не так - то вопит ! :)

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 55 		Добавлено: 05-06-2009 14:24
А у нас на подстанциях в роли ТС выступает уборщица - если чо не так - то вопит ! :)


А вот это наверняка так и есть. :)

редкий гость
Группа: Участники
Сообщений: 19 		Добавлено: 11-06-2009 11:53
В одной из сетевых компаний эксплуатация, при выдаче ТУ, обязательно разделяет сбор данных для систем телемеханики и асу. Потом между системами налаживают информационный обмен.
Та информация, которая критична для диспетчеров и служб АСТУ собирается на подстанции системой телемеханики и передается в службы АСТУ по своим каналам связи (к этой информации как раз относятся измерения параметров режима и положения коммутационных аппаратов)
Информация для релейщиков подстанции и верхнего уровня собирается из терминалов РЗА и сухими контактами в СКАДУ и передается по своим каналам связи.
Управление из Скады и от диспетчера выполняются через разные устройства, что как бы разделяет системы по службам.
Таким образом управление от оперативного персонала идет через терминалы МП РЗА и через УСО, а управление от диспетчера от устройств телемеханики.
А сбор информации из терминалов только в качестве замещающей информации при выходе из строя устройств телемеханики используется.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 16-06-2009 11:44
Опишу как используются РЗА у нас в Белоруси. Мы ставим телемеханику и подключаем к ней всё что есть на данном объекте: РЗА, счётчики, цифровые преобразователи... Дефакто выдача ТУ идет через РЗА. Сбор ТС идёт и от датчиков и от защит, это разные сигналы. Сбор ТИ зависит от крупности объекта и финансов. На малых ТП часто берут с защит или счётчиков, экономя на платах ввода ТИ и преобразователях, здесь точность не требуют. На крупных объектах ТИ берут от преобразователей, так как класс точности выше. Часто стали применятся цифровые преобразователи выдающие в MODBUSe по RS485, вместо ±5мА. Но даже при наличии цифровых напряжения измеряют аналоговыми(±5мА), если ляжет связь RS485 диспетчер будет видеть есть ли напряжение на линии. Мощнось хотят просто получить хоть от защит хоть от счётчиков, где есть, и точность не важна.

ветеран
Группа: Участники
Сообщений: 117 		Добавлено: 22-06-2009 09:34
Опишу как используются РЗА у нас в Белоруси. Мы ставим телемеханику и подключаем к ней всё что есть на данном объекте: РЗА, счётчики, цифровые преобразователи... Дефакто выдача ТУ идет через РЗА. Сбор ТС идёт и от датчиков и от защит, это разные сигналы.

Дефакто ТУ - через РЗА. А де-юре? Такие цепи не соответствуют требованиям ГОСТ на телемеханику. Как быть с ответственностью при ложном ТУ из-за одиночной ошибки?
Да и с ТС нужно быть осторожными - ТС от РЗА могут здорово отставать от времени фиксации выполнения ТУ, диспетчер в таком случае испытывает стресс.
Правильный подход, по-моему, как в Вашем примере с ТИ - дублирование.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 22-06-2009 12:32
Дублирование никто не отменяет. Это по желанию и финансовым возможностям потребителя. Мы не говорим что надо ставить всегда только так. Нет понятия типовая телемеханика. Каждый объект может быть уникальным. Для подстанций 35-110кВ делают всё по правильному, отдельные датчики и преобразователи. А на малых объектах типа ТП-10кВ в жилом массиве делают по дешевле. Раз есть сигналы в защитах и счётчиках берут их, не покупая преобразователи. В данном случае важнее что телемеханика на объекте ЕСТЬ, а не точность, ГОСТ...
ТУ - из-за "из-за одиночной ошибки" защита не выдаст ТУ, отбракует по CRC. Для прямой выдачи: ТУ выдаётся 2мя рэле одновременно. Первое выбирает объект икомманду Вкл/Откл, второе разрешающее выдачу для данного объекта. Это исключает ложное срабатывание. Выбор применять ли в схеме второе рэле опять по желнию заказчика.
ТС от РЗА действительно могут отставать от времени ТУ. Тут задержка зависит от времени опроса всех устройств на линии 485. Опять таки, это издержки экономии. Диспетчер должен это понимать, либо требовать приминения отдельных датчиков ТС.

аксакал
Группа: Участники
Сообщений: 568
 Добавлено: 22-06-2009 21:20
Диспетчер должен это понимать, либо требовать приминения отдельных датчиков ТС.

Ох..Да диспетчер не должен понимать всех этих тонкостей...Ему это всё глубоко по барабану...Ему вынь и положь, чтоб все работало. Причем что же ему всё-таки на самом деле нужно - зачастую выясняется в процессе эксплуатации того оборудования, которое ему уже установили на объекте, поскольку не всегда диспетчерская служба качественно относится к вопросу подготовки ТТЗ - отмахиваются, не до пустяков им...


Группа: Участники
Сообщений: 6
 Добавлено: 23-06-2009 09:24

Дефакто ТУ - через РЗА. А де-юре? Такие цепи не соответствуют требованиям ГОСТ на телемеханику.


Поделитесь, пожалуйста, ссылкой на соответствующие ГОСТы, любопытно почитать...

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 23-06-2009 13:00
Да диспетчер не должен понимать всех этих тонкостей

Согласен, но диспетчер может напрячь службу ТМ если его что то не устраивает.
Причем что же ему всё-таки на самом деле нужно - зачастую выясняется в процессе эксплуатации того оборудования, которое ему уже установили на объекте, поскольку не всегда диспетчерская служба качественно относится к вопросу подготовки ТТЗ - отмахиваются, не до пустяков им

На практике диспетчерская служба вообще не относится к вопросу подготовки ТТЗ. Например: сделали проект, релейщики выбрали защиту которая их устраивает, проектант её заложил в минимальной по стоимости варианте. Закупили защиты Sepam-1000 и говорят нам подключайте к телемеханики. Начал выяснять, а в этом варианте RS-485 нет вообще. И делай с ней что хочешь. Надо было заложить доп модуль MODBUS. Релейщики об этом не думают, проектанты тоже. Второй пример: закупили защиты АВВ в стандартной поставке, а у них, по умолчанию, закрытый протокол SPA-BUS. Наличие MODBUS надо было оговаривать отдельно. Подытожив скажу, что каждый думает только в своей узкой специализации. Печально.

аксакал
Группа: Участники
Сообщений: 568
 Добавлено: 23-06-2009 20:33
Ну так это говорит о том, что служба АСТУ (АСДУ, или кто там занимается телемеханикой) прошляпили. Задание на проектные работы некачественно составлено, потом - проект согласован службой не глядя и т.д.
У нас обычно проект вычитывается, проектанту официально выдаются замечания для устранения..
Другое дело, что может так получиться, что заказные листы на терминалы РЗА составляются гораздо раньше, чем рождается проект на ТМ. ТМ ведь как обычно делается по остаточному принципу, в самом конце.К тому времени когда начинают делать что-то по ТМ или АСУ ТП на подстанции основное оборудование уже стоит и работает. Вот и получается потом, что терминалы никак не интегрировать в АСУТП.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 24-06-2009 10:36
ТМ обычно делается по остаточному принципу, в самом конце

В точку!
Защиты и тд для проекта выбирают только релейщики. Телемеханщики говорят - "Мы в них не разбираемся, это их дело". Вот и получается так. На днях прибегает телемеханщик и спрашивает работали ли мы с такими то преобразователями ТИ. Копнули инет, оказалось у них MODBUS. "Фу, пронесло" - ответил он. А они уже установлены!

редкий гость
Группа: Участники
Сообщений: 17 		Добавлено: 25-06-2009 09:04
Релейщики об этом не думают, проектанты тоже. Второй пример: закупили защиты АВВ в стандартной поставке, а у них, по умолчанию, закрытый протокол SPA-BUS. Наличие MODBUS надо было оговаривать отдельно. Подытожив скажу, что каждый думает только в своей узкой специализации. Печально.


Да печально. Но, думаю, что телемеханщики на этапе выбора оборудования устройств КП тоже должны позаботиться о том, чтобы эти устройства поддерживали протоколы наболее применяемых РЗА или, по крайней мере, в этих КП имелась возможность реализовать необходимый протокол.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 25-06-2009 10:25
Телемеханщики могут выбвыбирать только оборудование устройств ТМ в КП. Защиты... не выбирают.
Есть "возможность реализовать необходимый протокол" только путём обращения к разработчику ТМ. Ведь он встраивается в программу контроллера. Обычно мы говорим: 1 экземпляр нам на стол и несколько недель времени.
"Протоколов наболее применяемых РЗА" всего 2: MODBUS-RTU(90%) и МЭК-103, эти должны быть заранее. Остальное частная экзотика. Например закрытый протокол SPA-BUS от АВВ, или протокол защиты МРЗС (Киевприбор) - это просто плод больного воображения .

редкий гость
Группа: Участники
Сообщений: 17 		Добавлено: 25-06-2009 14:39
Протоколов наболее применяемых РЗА" всего 2: MODBUS-RTU(90%) и МЭК-103, эти должны быть заранее. Остальное частная экзотика. Например закрытый протокол SPA-BUS от АВВ, или протокол защиты МРЗС (Киевприбор) - это просто плод больного воображения

Отчасти согласен. Но, во-первых, наличие протокола Modbus еще не гарантия стыковки с устройством ТМ, если производитель ТМ не адаптировал эти устройства в свои контроллеры, т.е если не были рассмотрены таблицы тех устройств, которые надо адаптировать.
Во-вторых, есть производители, которые имеют солидный перечень уже реализованных протоколов и все это входит в стоимость устройств КП, например в КП КОМПАС ТМ 2.0 можно стыковаться с:
a. блоками микропроцессорных релейных защит БМРЗ (НТЦ «Механотроника»), ЭКРА, Сириус-2, SEPAM, UZA-10, МТЗ-610, БЭМП, реклоузером PBA/TEL, REF-610 (АББ-автоматизация);
b. электрическими счетчиками: Альфа, Альфа плюс, Евро Альфа, А-1800, Меркурий-230, СЭТ-4ТМ, ЦЭ-6850, СЕ-300-304;
c. преобразователями измерительными цифровыми ПЦ-6806, АЕТ (серий 100-400), СН3020, Satec;
d. щитовыми цифровыми приборами серии 3020;
e. устройствами измерительными серии ЦП85хх;
f. щитовыми цифровыми приборами типа Щ и ЩП («Электроприбор», Чебоксары);
g. измерителями температуры МС1208;
h. датчиком ветровых нагрузок;
i. счетчиком-корректором газа типа SEVC-D, ЕК-260;
Список можно продолжать, например, при заказе очередного КП.

бывалый
Группа: Участники
Сообщений: 57
 Добавлено: 25-06-2009 16:25
Vladios Вы случайно не представитель telecontrol.ru? Просто интересно.
Для интегрирования внешних устройств существуют 2 пути.
1 - прописать каждый прибор отдельно. Как недостаток, много разработки, и при необходимости в новом приборе опять идти к разработчику.
2 - сделать шаблон для стандартного протокола. Тогда пользователь сам может прописать в него адреса данных и их количество, для нового прибора. Так у нас и реализованно.
Как недостаток точнее ограничение, этот вариант не подходит для уникальных протоколов. Например все счетчики имеют свой протокол, поэтому каждый приходиться описывать отдельно. Чем им тот же MODBUS не нравиться?
Приборов Вы перечислили много. Достойно, но для нас любое устройство с MODBUS заранее считается уже подключённым, и в перечень даже не вносим. Бо пользователи столько разных девасов подключили без нашего ведома, что даже не знам полный перечень. Мы подключали Alstom(теперь Areva) Micom, МТЗ-610(теперь МР500 МР600 МР700), БМРЗ, Schneider SEPAM, Schneider PM500, реклоузер.
Смотрю до вас дошли наши белорусские МТЗ-610.
Счётчики: Меркурий-230, СЭТ-4ТМ, Гран Электро CC-301.
Куча измерителей с MODBUS, а так же ЦП85хх.
Было подключено только то что было у заказчиков. Главное не сам список, а показать возможности по подключению любых приборов по необходимости.

ветеран
Группа: Участники
Сообщений: 117 		Добавлено: 25-06-2009 17:35

Дефакто ТУ - через РЗА. А де-юре? Такие цепи не соответствуют требованиям ГОСТ на телемеханику.


Поделитесь, пожалуйста, ссылкой на соответствующие ГОСТы, любопытно почитать...

ГОСТ 26.205
2.12. Требования к надежности.
Таблица 5. Средняя наработка на отказ одного канала для каждой функции устройства, ч., не менее 18000 (2-я ступень, с 01.01.91 г.)
2.11. Требования к достоверности.
Таблица 3
Вероятность трансформации команды – 10-14
Таблица 4
Вероятность образования ложных сигналов телеуправления, телесигнализации – 10-12
2.20. Изделия при выходе из строя любого элемента не должны допускать исполнения ложных команд
2.23. При телеуправлении изделия должны обеспечить две операции:
- подготовительную – выбор управляемого объекта,
- исполнительную – посылка команды на управляемый объект

МЭК 870-4-93
3.5.1. Требования к достоверности данных.
Класс достоверности данных 13 – вероятность появления необнаруженных ошибок ≤10-14
А5.2. Команды.
Должны быть приняты меры против ошибочных команд на всем пути от запуска на ПУ до выхода на КП.
На КП должна быть гарантия того, что только та выходная цепь, которая соответствует адресу передаваемого сообщения, посланного с ПУ, правильно выбрана перед посылкой команды. Один из методов выполнения этого – декодирование команды, выбор выходной цепи, кодирование вновь и сравнение. Сравнение может выполняться автоматически, предпочтительно на ПУ, после передачи обратной информации.
Другой рекомендуемый метод – подача предварительной и исполнительной команд. Результат этой операции воспроизводится оператору на ПУ при помощи информации об исполнении, после чего оператор может решить, послать ему исполнительную команду или отменить операцию.
А4. Отказ одного элемента в любом месте системы не должен вызывать критического отказа (т.е. отказа, который может причинить вред людям или существенный материальный ущерб).
А5.Достоверность данных. Меры, улучшающие достоверность:
-…использование предварительной и исполнительной команд,
-…информационная обратная связь.

Страницы: 1 2 Next>> ответить новая тема
Раздел: 
Телемеханика и связь в энергетике / Телемеханика в электроэнергетике / Использование микропроцессорных устройств защиты для целей телемеханики

KXK.RU