Разработка системы синхронизации группы генераторов с сетью на базе микроконтроллера

Содержание
Введение
1 Особенности процесса синхронизации на электростанциях
1.1Гидроэнергетика в Казахстане
1.2 Включение группы генераторов на параллельную работу с
сетью
1.3 Возможные режимы работ генераторов на ГЭС-6, ГЭС-7, ГЭС-
9,10,11 и трансформатора Т1
1.4 Анализ работы оборудования Каскада ГЭС
1.5 Постановка задачи
2 Выбор микроконтроллера для разработки системы автоматизации
2.1 Технические характеристики и описание микроконтроллера
ATmega16
3 Разработка системы автоматизации процесса синхронизации
3.1 Выбор программного обеспечения
3.2 Разработка принципиальной электронной схемы,
обеспечивающей работу микроконтроллера ATmega16
3.3 Разработка программного обеспечения микроконтроллера
ATmega16
3.4 Разработка Scada-системы, обеспечивающей автоматическое
управление процессом синхронизации с главного щита
управления
3.5 Инструкции по работе с системой синхронизации группы
генераторов на Каскаде гидроэлектростанций с сетью
4 Безопасность жизнедеятельности
4.1 Анализ условий труда обслуживающего персонала
гидроэлектростанции
4.2 Расчет времени эвакуации
4.3 Расчет производственного освещения
4.4 Вывод по разделу безопасности жизнедеятельности
5 Технико-экономическое обоснование
5.1 Постановка задачи
5.2 Определение затрат в системах автоматизации
5.3 Расчет стоимости первого варианта автоматизации
5.4 Расчет стоимости второго варианта автоматизации
Заключение
Список использованной литературы
Приложение А. Список гидроэлектростанций Казахстана
Приложение Б. Особенности микроконтроллера ATmega16
Приложение В. Код программы, обеспечивающей работу
микроконтроллера в среде CodeVision AV
1 Особенности процесса синхронизации на электростанциях

1.1 Гидроэнергетика в Казахстане
Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника
энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции
обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища [1].
Гидроэнергетика самый чистый и выгодный источник получения
энергии. В том числе и за счет того, что расходы при строительстве ГЭС
выше, но срок их использования дольше. Отсутствуют затраты на горючее,
низкие расходы по эксплуатации и техническому обслуживанию. Одно из
важнейших преимуществ гидроэнергетики – экологическая безопасность.
Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических
сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти
гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие
электроэнергию.
Необходимый напор воды образуется посредством строительства
плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или
деривацией — естественным током воды. В некоторых случаях для получения
необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию.
Непосредственно в самом здании гидроэлектростанции располагается
все энергетическое оборудование. В зависимости от назначения, оно имеет
свое определенное деление. В машинном зале расположены гидроагрегаты,
непосредственно преобразующие энергию тока воды в электрическую
энергию. Также имеется всевозможное дополнительное оборудование,
устройства управления и контроля за работой ГЭС, трансформаторная
станция, распределительные устройства и многое другое.
Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости
от вырабатываемой мощности:
мощные — вырабатывают от 25 МВт до 250 МВт и выше;
средние — до 25 МВт;
малые гидроэлектростанции — до 5 МВт.
Мощность ГЭС напрямую зависит от напора воды, а также от КПД
используемого генератора. Из - за того, что по природным законам уровень
воды постоянно меняется, в зависимости от сезона, а также еще по ряду
причин, в качестве выражения мощности гидроэлектрической станции
принято брать цикличную мощность. К примеру, различают годичный,
месячный, недельный или суточный циклы работы гидроэлектростанции.
Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального
использования напора воды [2]:
высоконапорные — более 60 м;
средненапорные — от 25 м;
низконапорные — от 3 до 25 м.
В зависимости от напора воды, в гидроэлектростанциях применяются
различные виды турбин. Для высоконапорных — ковшовые и радиально
осевые турбины с металлическими спиральными камерами. На
средненапорных ГЭС устанавливаются поворотнолопастные и радиально -
осевые турбины, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в
железобетонных камерах. Принцип работы всех видов турбин схож — вода,
находящаяся под давлением (напор воды) поступает на лопасти турбины,
которые начинают вращаться. Механическая энергия, таким образом,
передается на гидрогенератор, который и вырабатывает электроэнергию.
Турбины различаются некоторыми техническими характеристиками, а также
камерами — железными или железобетонными, и рассчитаны на различный
напор воды.
Ценность гидроэлектрической станции состоит в том, что для
производства электрической энергии они используют возобновляемые
природные ресурсы. Ввиду того, что потребности в дополнительном топливе
для ГЭС нет, конечная стоимость получаемой электроэнергии значительно
ниже, чем при использовании других видов электростанций.
Список гидроэлектростанций Кахахстана представлен в приложении А в
таблице А.1 [3].
1.1.1 Алматинский Каскад гидроэлектростанций
Алматинский Каскад гидроэлектростанций (ГЭС) — каскад малых
гидроэлектростанций на реках Большая и Малая Алматинка, в Алматинской
области, Казахстан.
Каскад состоит из 11 малых гидроэлектростанций, из которых 10
принадлежат АО «Алматинские электрические станции», а одна
(зкспериментальная ГЭС) —казахскому НИИ энергетики. Все ГЭ
построены по деривационной схеме (напор создается с помощью деривации,
выполняемой в виде канала, туннеля или трубопровода) Деривационный тип
не использует весь поток реки как плотинные ГЭС, а посредством кан алов и
водоотводов забирает только часть воды из реки для подачи на турбину.
Планы строительства каскада малых ГЭС для энергоснабжения Алма -
Аты рассматривались с 1920 -х годов, однако до начала Великой
Отечественной войны работы начаты не были. После начала войны возникла
необходимость обеспечения электроэнергией эвакуированных предприятий, в
связи с чем в 1942 году начались проектные, а с апреля 1943 года — и
строительные работы по созданию каскада ГЭС. Проектирование ГЭС
осуществлялось ленинградским отделением института «Гидропроект».
Строительство ГЭС велось в тяжелых условиях силами жителей города,
военнослужащих, военнопленных и заключенных, преимущественно
вручную. В апреле 1944 года была пущена первая ГЭС каскада — № 11, 5
сентября и 17 сентября того же года были запущены ГЭС № 5 и ГЭС № 9. В
1944 году было начато строительство ГЭС № 6 и ГЭС № 7, законченное в
1946 году. В марте 1948 года была пущена ГЭС № 8, и на этом строительство
первой очереди каскада было завершено. Наиболее крупные ГЭС комплекса
(Верхне - Алматинская и ГЭС № 2) были введены в строй в октябре 1953 и
июле 1959 года соответственно, ГЭС № 8а — в 1954 году. Каскад
Алматинских ГЭС как организация был образован 9 августа 1948 года. В 1996
году каскад ГЭС, как и другие электростанции Алматыэнерго, был
приватизирован и передан под контроль бельгийской кампании «Трактебель».
В 2000 году станции перешли под контроль ЗАО «КазТрансГаз», в 2001 году
куплены акиматом города Алматы, затем ГЭС перешли в собственность
Правительства Казахстана, войдя с 2007 года в состав государственной
кампании АО «Алматинские электрические станции» .
До 1960 -х годов выработка каскада ГЭС составляла до 60 % в общей
выработке электростанций Алма - Атинской энергосистемы. В настоящее
время эта доля снизилась до 5—6 %. В то же время, электростанции каскада
играют важную роль в обеспечении надежности функционирования
энергосистемы. Одновременно каскад ГЭС обеспечивает водоснабжение
южной части города Алматы [4].
С вводом ГЭС-2 в июле 1959 года завершилось строительство
гидростанций, использующих энергопотенциал Большого Алматинского
ущелья.
Тем не менее, кроме выработки дешевой электроэнергии, Каскад ГЭС
играет важную роль не только в обеспечении экологически чистой водой
южной части города Алматы, но и саморазворот электростанций, который,
при тяжелейших системных авариях с распадом энергосистемы, потерей
межсистемных связей, полным погашением источников, обеспечит подачу
электроэнергии на собственные нужды ближайших тепловых электростанций.
На Каскаде Алматинских ГЭС находится цепь гидротехнических
сооружений , обеспечивающих необходимый напор воды, поступающей на
лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы,
вырабатывающие электроэнергию. В самом здании ГЭС располагается
энергетическое оборудование. В машинном зале расположены гидроагрегаты,
преобразующие энергию тока воды в электрическую энергию. Имеется
дополнительное оборудование, устройства управления и контроля за работой
ГЭС, трансформаторные подстанции, распределительные устройства [5]. В
таблице 1.2 представлены технические характеристики основного
оборудования АлЭС Каскада ГЭС.
1.1.2 Преимущества малой гидроэнергетики
Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными
видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически
безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика
идет в этом направлении еще дальше. Небольшие электростанции позволяют
сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе
эксплуатации, но и в процессе строительства.
Таблица 1.2 –Технические характеристики основного оборудования АлЭС
Каскада ГЭС
При последующей эксплуатации отсутствует отрицательное влияние на
качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные
свойства. В реках сохраняется рыба, вода может использоваться для
водоснабжения населения. В отличие от других экологически безопасных
возобновляемых источников электроэнергии – таких, как солнце, ветер, –
малая гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и
способна обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии
потребителю. Еще одно преимущество малой энергетики – экономичность. В
условиях, когда природные источники энергии – нефть, уголь, газ –
истощаются, постоянно дорожают, использование дешевой, доступной
возобновляемой энергии рек, особенно малых, позволяет вырабатывать
дешевую электроэнергию. К тому же сооружение объектов малой
гидроэнергетики низкозатратно и быстро окупается.
1.1.3 Особенности малых ГЭС как объекта управления
Эксплуатация малых гидроэлектростанций имеет ряд особенностей по
сравнению с традиционными источниками энергии [6]:
–повышение требований энергорынка относительно
автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) в
части оперативности обмена информацией между операторами и
потребителями требует совершенствования средств информационного
обеспечения, установленных на малых ГЭС;
– производительность малых ГЭС в значительной степени зависит от
фактически непредсказуемого влияния окружающей среды, что приводит к
осложнениям в процессе планирования режимов их работы;
– несогласованность норм и правил эксплуатации водных ресурсов в
сочетании с человеческим фактором налагает искусственные, часто
необоснованные, ограничения в задачах обеспечения эффективности работы
гидростанций данного класса.
Для обеспечения эффективной эксплуатации малых ГЭС необходимым
является внедрение средств автоматизации процесса выработки
электроэнергии. При этом разрабатываемые автоматизированные системы
управления должны обеспечивать выполнение следующих задач:
– полная автоматизация информационного обмена между ГЭС и
расчетно-диспетчерским центром (в перспективе – оператором энергорынка)
для решения задач коммерческого учета электроэнергии;
–контроль состояния основного оборудования, его защита в
анормальных режимах работы и обеспечение надежности работы ГЭС в
целом;
– обеспечение централизованного управления основными процессами,
маневренности ГЭС и максимальной эффективности использования
первичной энергии на протяжении заданного периода работы;
– минимизация необходимого количества обслуживающего персонала
для АСУ и станций в целом.
Включение группы генераторов на параллельную работу с сетью
Под параллельной работой двух или более генераторов, или генераторов
с сетью подразумевается их параллельное подключение между собой –
объединение в единую автономную сеть или энергосистему для постоянного
электроснабжения потребителей электроэнергией [7].
Данный способ в электроснабжении используется для организации
электропитания ответственных потребителей. Помимо очевидного увеличения
надежности и бесперебойности электроснабжения можно отметить следующие преимущества его применения:
−возможность компенсации роста мощности в часы с наибольшим потреблением электроэнергии;
−более равномерное распределение нагрузки на генераторы(особенно актуально для часов пик);
−бесперебойность электроснабжения при необходимости
проведения плановых и аварийных ремонтов оборудования.
При включении группы генераторов на параллельную работу с сетью
необходимо обеспечить возможно меньший бросок тока в момент
присоединения генератора к сети. В противном случае возможны
срабатывание защиты или поломка генератора.
Ток в момент подключения генератора к сети будет равен нулю, если
удастся обеспечить равенство мгновенных значений напряжений сети uс и
генератора иг
Ucm sin (ωct - αс ) = Uгm sin (ωг - αг ). (1.1)
На практике выполнение условия (1.1) сводится к выполнению трех
равенств: значений напряжений сети и генератора Ucm = Uгm или Uc = Uг;
частот fс = fг; их начальных фаз αс = αг (совпадение по фазе векторов Úc и Úг).
Кроме того, для трехфазных генераторов нужно согласовать порядок
чередования фаз.
Совокупность операций, проводимых при подключении генератора к
сети, называют синхронизацией. Практически при синхронизации генератора
сначала устанавливают номинальную частоту вращения ротора, что
обеспечивает приближенное равенство частот fс ≈ fг, а затем, регулируя ток
возбуждения, добиваются равенства напряжения Uc = Uг . Совпадение по фазе
векторов напряжений сети и генератора (αс=αг) контролируется специальными
приборами — синхроноскопами.
Синхроноскоп служит для определения момента равенства частот и
точного совпадения фаз напряжений двух синхронных генераторов или
генератора и сети. Основной частью синхроноскопа служит электродвигатель
с питанием обмоток статора и ротора переменным током (см.рисунок 1.1).
Статор 3 электродвигателя 1 имеет трехфазную обмотку, уложенную в пазы и
соединенную звездой. Обмотка статора через добавочные сопротивления DC
и зажимы прибора А, В и С соединена с тремя фазами подключаемого
генератора. Ротор 4 имеет однофазную обмотку, включенную через
трансформатор 2 и зажимы прибора U1 и U2 на две фазы работающего
генератора или на две фазы шин, к которым подключен работающий
генератор.
При взаимодействии магнитных полей ротора и статора создается
вращающий момент, обусловливающий вращение ротора со скоростью,
пропорциональной разности частот генераторов или генератора и сети .
Если частота синхронизируемого генератора больше, чем частота сети,
то стрелка синхроноскопа, соединенная с ротором электродвигателя,
поворачивается вправо от нейтрального положения. А если частота
синхронизируемого генератора меньше, чем частота сети – то влево. При
равенстве частот и совпадении фаз генератора и сети стрелка синхроноскопа
устанавливается посередине шкалы на отметке синхронизации. В этот момент
генератор включается в сеть.
Рисунок 1.1 – Устройство синхроноскопа
Метод синхронизации, с использованием синхроноскопа, называется
методом ручной точной синхронизации. При включении генератора в сеть
методом ручной точной синхронизации оператор подгоняет напряжение
генератора к напряжению сети, изменяя ток возбуждения генератора, по
синхроноскопу подгоняется равенство частот и совпадение фаз напряжений
генератора и сети. Когда все условия синхронизации выполнены ключом
управления (КУ) подается команда на включение генераторного выключателя
(ВГ), после чего генератор синхронно включается в сеть (S) (см.рисунок 1.2).....