Wyniki 1-10 spośród 14 dla zapytania: authorDesc:"ANDRZEJ GACEK"

Stanowisko diagnostyczne wykorzystujące aplikację ASIX do celów testowania urządzeń EAZ typu MUPASZ

Czytaj za darmo! »

Przedmiotem opracowania jest rozwiązanie stanowiska diagnostycznego do testowania urządzeń MUPASZ2001G, wykorzystującego system informatyczny oparty na narzędziach do projektowania systemów nadrzędnych ASIX. Opracowany system diagnostyczny wykorzystywany jest w laboratorium ITR. Umożliwia wykonywanie kompleksowych testów urządzeń produkcyjnych przeznaczonych dla odbiorców docelowych - w ost[...]

Zastosowanie zdalnej diagnostyki wyłącznika w układzie zabezpieczenia przeciążeniowego transformatora zasilającego


  Nowoczesne systemy elektroenergetyczne pozwalają na łączenie coraz to większej liczby funkcji diagnostycznych, pomiarowych, sterujących i zabezpieczeniowych. Przykładem takim jest połączenie funkcji diagnostyki wyłącznika z układem zabezpieczenia przeciążeniowego transformatora zasilającego ze stopniowym jego odciążaniem. Połączenie tych funkcji umożliwia szybką komunikację pomiędzy poszczególnymi modułami a systemem analizy i przetwarzania danych. Układ zabezpieczenia przeciążeniowego transformatora zasilającego Znane są układy realizujące funkcje zabezpieczeń przeciążeniowych transformatora zasilającego. Najprostszy z nich to układ składający się z modułu pomiarowego MP połączonego z modułem zabezpieczenia przeciążeniowego MZ, który podejmuje decyzję o odłączeniu transformatora za pomocą modułu sterowania MS (rys. 1). Układ ten na podstawie pomiaru prądu oblicza czas, przez jaki transformator może być przeciążony, a następnie po upływie tego czasu wyłącza wszystkie odbiorniki energii zasilane przez ten transformator. Jest to jednak układ pozbawiony możliwości kontroli aktualnego rozpływu mocy, przez co nie ma możliwości stopniowego odciążania przeciążonego transformatora zasilającego. Istnieje również układ realizujący funkcje samoczynnego mocowego odciążania. Układ ten składa się z modułu pomiarowego MP połączonego z modułem automatyki mocowego odciążania MAMO, który współpracuje z modułem sterowania MS (rys. 2). Układ ten na podstawie pomiaru prądu i napięcia wylicza wartość mocy, a następnie gdy wartość obliczonej mocy przekroczy z góry określony próg, wyłącza odbiorniki energii zasilane przez transformator. Jest to jednak układ, który nie ma informacji na temat poboru mocy przez pojedynczy odbiornik energii, nie ma też możliwości wyłączania pojedy[...]

Przepływ energii i informacji w tradycyjnych i inteligentnych sieciach elektroenergetycznych smart grids


  Już od początku trzeciej dekady XX w. sektor energetyczny został znacjonalizowany i zmonopolizowany przez kolejne rządy państwa Polskiego. W społeczeństwie zaszczepiono przekonanie, że odpowiednie bezpieczeństwo energetyczne może zapewnić tylko państwo. Praktycznie wszystkie istniejące w prywatnych rękach źródła wytwarzania energii elektrycznej zostały przejęte przez państwo lub doprowadzone do upadku (m.in. ok. 6 tys. małych siłowni wodnych).Tradycyjny model sieci elektroenergetycznej. Po zmianie ustroju politycznego w 1989 r. przeprowadzono prywatyzację przedsiębiorstw energetycznych. W wyniku prywatyzacji powstały wielkie koncerny energetyczne, które dzięki nowym ureuregulowaniom prawnym podlegały ochronie państwa. Teoretycznie Prawo energetyczne gwarantowało dostęp do sieci energetycznej niezależnym wytwórcom energii, jednak polityka i mentalność poszczególnych rządów państwa polskiego nie zmieniła się. Bezpieczeństwo energetyczne stanowiła jednolita sieć elektroenergetyczna z wielkimi, centralnymi wytwórcami energii elektrycznej znajdującymi się pod kontrolą państwa. W myśl tej filozofii istniejący model sieci elektroenergetycznej, nastawiony jest na tzw. pionowy przepływ energii. Na samym szczycie piramidy znajdują się konwencjonalne elektrownie, generujące dużą ilość energii elektrycznej, która przez sieci przesyłowe 220/400 kV - pełniących rolę głównych dróg transportu energii elektrycznej na duże odległości - dostarczana jest do stacji transformatorowych rozsianych po całym kraju, i dalej przez sieci 110 kV przesyłana na mniejsze obszary zapotrzebowania energii lub też dużych przedsiębiorstw takich jak kopalnie, fabryki. Kolejnym poziomem transportu energii elektrycznej w piramidzie przepływu stanowią sieci 15 kV. Dostarczają ją do mniejszych miejscowości i zakła[...]

Rejestrator zdarzeń w urządzeniach elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i sposoby jego zabezpieczania przed nieuprawnionym skasowaniem DOI:10.15199/ELE-2014-078


  W artykule przedstawiono problematykę rejestracji zdarzeń w urządzeniach elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej oraz metody zabezpieczania zawartości rejestratora zdarzeń przed nieuprawnionym skasowaniem. Rejestratory zdarzeń stanowią integralną część różnorodnych urządzeń elektronicznych, w szczególności urządzeń do zastosowań przemysłowych jak np. urządzenia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ). Rejestratory zdarzeń wbudowane w urządzenia EAZ dokonują zapisu w pamięci nieulotnej tych urządzeń danych dotyczących przebiegu realizowanej przez nie funkcjonalności, czynności ruchowych wykonywanych przez personel obsługujący a także stanów w jakich urządzenie znajdowało się w trakcie pracy (np. zanik/powrót zasilania). Ochrona zawartości rejestratora zdarzeń w urządzenia EAZ jest szczególnie istotna, gdyż w przypadku sytuacji awaryjnych pozwala odtworzyć sekwencję zdarzeń poprzedzających wystąpienie danej awarii. Pozwala również stwierdzić co było przyczyną zaistnienia takiej sytuacji: awaria sprzętu, nieprawidłowa konfiguracja pracy urządzenia czy też błąd ludzki.Zawartość rejestratora zdarzeń urządzeń EAZ może być przechowywana w pamięci RAM podtrzymywanej bateryjnie a także w pamięciach nieulotnych typu FRAM lub FLASH. Dane rejestratora zdarzeń przechowywane są w pamięci nieulotnej do chwili wykonania twardego startu urządzenia. Procedura twardego startu wykonywana jest warunkowo podczas włączenia zasilania urządzenia i polega na ustawieniu wartości fabrycznych nastaw urządzenia. Kasowane są przy tym wszelkiego typu informacje przechowywane w pamięci nieulotnej, w tym dane dotyczące rejestratora zdarzeń. Po wykonaniu procedury twardego startu następuje inicjacja pamięci danych operacyjnych urządzenia nowo ustawionymi wartościami, po czym urządzenie rozpoczyna realizację zaprogramowanej funkcjonalności. W trybie normalnego włączenia urządzenia wykonywana jest [...]

Realizacja systemu blokad międzypolowych z użyciem standardu IEC 61850 DOI:10.15199/ELE-2014-082


  Blokady międzypolowe to sygnały przesyłane pomiędzy polami rozdzielczymi stacji w ramach realizacji algorytmów obejmujących więcej niż jedno pole rozdzielcze. Przykładem automatyk realizujących skomplikowane funkcje przełączeniowe, wykorzystujących sygnały blokad międzypolowych są m.in.: SZR, AUPZ, AWSC. W klasycznych rozwiązaniach stacji rozdzielczych połączenia pomiędzy polami rozdzielczymi wykonywane są w postaci przewodów elektrycznych. Jest to rozwiązanie dość kosztowne i narażone na działanie zakłóceń elektromagnetycznych. Rozwój techniki, w szczególności systemów teleinformatycznych, umożliwił przesyłanie sygnałów pomiędzy polami rozdzielczymi za pomocą interfejsów komunikacyjnych. W energetyce od niedawna stosowany jest specjalizowany standard IEC 61850 uwzględniający specyfikę tej dziedziny przemysłu, wykorzystujący sieć światłowodową. Wprowadzenie ujednoliconego standardu komunikacyjnego, jakim jest IEC 61850, pozwala na bezpośrednie współdziałanie urządzeń różnych producentów. Specjalna usługa wchodząca w skład tego standardu o nazwie GOOSE, pozwala na bardzo szybkie przekazywanie w obrębie sieci teletransmisyjnej informacji o zdarzeniach zaistniałych w urządzeniach podstacji. Standard IEC 61850 opiera się na komunikacji urządzeń stacyjnych za pomocą sieci lokalnej typu Ethernet z prędkością 100 Mbit/s. W warstwie sieciowej i transportowej stosowany jest stos protokołów TCP/IP, zaś w warstwie aplikacji wykorzystuje się protokół MMS. Standard IEC 61850 zawiera zalecenia dotyczące wymiany informacji na poziomie stacji (magistrala stacji), na poziomie urządzeń pierwotnych (magistrala procesu), jak również bezpośredniej wymiany informacji pomiędzy urządzeniami na zasadzie "każdy z każdym". Standard określa też struktury danych przedstawiające elementy funkcjonalne urządzeń oraz mówi w jaki sposób należy je użyć, by uzyskać strukturę reprezentującą daną funkcjonalność urządzenia stacji. Standard IEC 61850 stosuje obiek[...]

Modelowanie systemu automatyki stacji w standardzie IEC 61850 DOI:


  W artykule przedstawiono wybrane zagadnienia dotyczące modelowania systemu automatyki stacji elektroenergetycznej w świetle standardu IEC 61850. Standard ten obecnie jest najnowocześniejszym rozwiązaniem technicznym w automatyce stacji elektroenergetycznych. Podstawowym celem wprowadzenia tego standardu jest zapewnienie swobodnej współpracy pomiędzy urządzeniami stacyjnymi pochodzącymi od różnych producentów. W chwili obecnej istnieją dziesiątki różnych protokołów komunikacyjnych dla urządzeń automatyki stacji. Integracja tych wszystkich urządzeń w jeden spójny system nadzoru i sterowania stacji w wielu przypadkach wymaga zastosowania dodatkowych urządzeń dokonujących konwersji transmitowanych danych zarówno w warstwie fizycznej przesyłu tych danych, jak również w warstwie aplikacyjnej. Rozwiązania tego typu są mało efektywne zarówno z technicznego punktu widzenia, gdyż wnoszą dodatkowe opóźnienia dla przesyłanych danych, jak również z ekonomicznego, gdyż podrażają koszty instalacji całego systemu. Z tego względu zaistniała potrzeba wprowadzenia ujednoliconego standardu komunikacyjnego, pozwalającego na bezpośrednie współdziałanie urządzeń od różnych producentów, bez konieczności stosowania dodatkowych środków technicznych takich jak w przypadku różnych protokołów transmisyjnych. Ogólna koncepcja standardu IEC 61850 Standard IEC 61850 opiera się na komunikacji urządzeń stacyjnych za pomocą sieci lokalnej typu Ethernet z prędkością 100Mbit/s. W warstwie sieciowej i transportowej stosowany jest stos protokołów TCP/IP, zaś w warstwie aplikacji wykorzystuje się protokół MMS. Standard IEC 61850 zawiera zalecenia dotyczące wymiany informacji na poziomie stacji (magistrala stacji), na poziomie urządzeń pierwotnych (magistrala procesu), jak również bezpośredniej wymiany informacji pomiędzy urządzeniami na zasadzie każdy z każdym. Określa również tzw. abstrakcyjny interfejs usług komunikacyjnych ACSI (Abstract Communication Servic[...]

Zastosowanie standardu IEC 61334 do odczytu liczników smart meter za pomocą komunikacji PLC


  Elektroniczne liczniki energii z możliwością zdalnego odczytu informacji pomiarowych za pośrednictwem transmisji cyfrowej są instalowane na coraz większą skalę. Są one głównym elementem pomiarowym nowoczesnych, inteligentnych sieci elektroenergetycznych smart grid. Główną korzyścią zdalnego odczytu liczników jest eliminacja pracy ludzkiej związanej z koniecznością dotarcia do liczników zlokalizowanych w miejscach o różnorodnej dostępności oraz z ich bezpośrednim odczytem. Z punktu widzenia odbiorcy energii korzystne jest również to, iż opłaty za energię dokonywane są na podstawie zużycia rzeczywistego a nie prognozowanego. Pierwotnie, w ramach systemu AMR (automatic meter reading), zdalny odczyt liczników był procesem jednokierunkowym, zapewniającym przesył informacji pomiarowych do systemów zbiorczych. Wraz z rozwojem techniki sieci inteligentnych smart grid zmianie uległa również koncepcja zdalnego odczytu liczników energii. Obecnie dominującą w tej dziedzinie jest technologia AMI (automated meter infrastructure), pozwalająca na dwukierunkową komunikację systemów centralnych z licznikami. Komunikacja dwukierunkowa oprócz przesyłu danych pomiarowych pozwala na zdalny przesył danych konfiguracyjnych do liczników, zdalną zmianę ich oprogramowania a także zdalne sterowanie licznikami, polegające przykładowo na zdalnym wyłączeniu lub włączeniu punktu odbioru energii. Urządzenia wykonane w technologii AMI przystosowane są do współpracy z siecią inteligentnego domu HAN . Komunikacja z licznikami może odbywać się z użyciem łączy telekomunikacyjnych przewodowych (skrętka, światłowód) lub bezprzewodowych (GSM /GPRS ), łączności radiowej (ZigBee, Wi-Fi), a także z wykorzystaniem techniki przesyłu danych za pośrednictwem linii zasilających PLC (power line communication). Na rys. 1 przedstawiono schemat poglądowy systemu zdalnego odczytu liczników energii, w którym komunikacja dwustronna pomiędzy koncentratorami danych a licznikami pomi[...]

Układ załączania źródła rezerwowego w lokalnych sieciach Smart Grid DOI:10.15199/ELE-2014-068


  Ciągłość dostarczania energii ma istotne znaczenie dla kluczowych odbiorników energii mających wpływ na bezpieczeństwo, dlatego też przełączenie na źródło rezerwowe musi być przeprowadzone w sposób, który nie zakłóca normalnego funkcjonowania ważnych elementów podłączonych do sieci. Posiadając w rozdzielni urządzenia EAZ wyposażone w standard komunikacyjny IEC 61850, a nie posiadające funkcjonalność automatyki SZR, zasadne staje się pytanie, czy można niskim kosztem zaimplementować taka funkcjonalność w sposób bezpieczny, elastyczny i niezawodny. Niniejszy artykuł przybliża problematykę związana z wdrożeniem takiej funkcjonalności za pomocą systemu teletransmisyjnego funkcjonującego w standardzie IEC 61850. Układ do automatycznego załączania źródła rezerwy Obecnie układy realizujące funkcje automatycznego przełączania rezerwy składają się z modułu pomiarowego (MP) źródeł zasilania podstawowego (LZ) i rezerwowego (LR), który to z kolei jest połączony swoim wyjściem z układem automatycznego załączenia rezerwy generujący sygnał na załączenie wyłącznika źródła rezerwy w przypadku zaniku napięcia w źródle podstawowym (rys. 1). Układy takie posiadają funkcję odciążania źródła rezerwowego za pomocą modułu sterowania (MS) z góry zdefiniowaną grupą odbiorników energii. Są to układy pozbawione możliwości kontroli aktualnego bilansu mocy, przez co nie mają możliwości stopniowego sterowania odbiornikami w zależności od możliwości wytwórczych źródeł zasilania rezerwowego. Układ do automatycznego załączania źródła rezerwy z kontrolą rozpływu mocy Układ do automatycznego załączania rezerwy z kontrolą rozpływu mocy jest oparty na strukturze rozproszonej [1]. Elementy układu takie jak moduł pomiarowy (MP) i sterujący (MS) znajdują się w liniach zasilających (LZ, LR, GE) oraz w odpływach odbiorników energii (O1 …On). Połączenie poszczególnych modułów [...]

Koncentrator cyfrowych danych dla rozdzielni automatyzowanych zgodnie z normą IEC 61850 DOI:10.15199/13.2015.11.21


  Elementem architektury rozdzielni energetycznej automatyzowanej zgodnie ze standardem IEC 61850 jest urządzenie typu Merging Unit. Ma ono za zadanie przetworzyć sygnały analogowe z przekładników prądowych i napięciowych na postać cyfrową, sformatować otrzymane dane cyfrowe zgodnie ze standardem IEC 61850-9-2 a następnie udostępnić te dane na szynie procesowej rozdzielni, którą tworzy sieć Ethernet. W ostatnim okresie pojawiły się opracowania sensorów prądowych o wyjściu cyfrowym. Jednym z nich jest Autonomiczny Prądowy Sensor Pomiarowy, APSP [1], gdzie dane pomiarowe pojawiają się w postaci próbek cyfrowych mierzonego sygnału analogowego. Warunkiem koniecznym zastosowania tych sensorów w rozdzielniach automatyzowanych zgodnie z IEC 61850 jest możliwość synchronizacji procesu pobierania próbek do skali czasu UTC oraz agregacji próbek w pakiety do wysyłania na szynę procesową. W ITR zostało opracowane urządzenie pod nazwą Koncentrator Danych, pełniące funkcję urządzenia typu Merging Unit, wyposażone w układ generujący sygnały synchronizujące dla sensorów prądowych APSP oraz w odbiorniki ciągów próbek cyfrowych - wartości próbkowanych w terminologii normy IEC 61850, z tych sensorów. Budowa Koncentratora Danych Schemat blokowy Koncentratora Danych został przedstawiony na rys. 1. MGSS jest Modułem Generacji Sygnału Synchronizującego, OCXO jest wysokostabilnym termostatowanym generatorem kwarcowym. MODUŁ PRZETWARZANIA SYGNAŁÓW ANALOGOWYCH zawiera moduł MASH, który jest Multiplekserem Analogowy[...]

Formatowanie danych pomiarowych na szynę procesową według normy IEC 61850 DOI:10.15199/13.2015.11.22


  Historia procesu normowania protokołów przesyłania cyfrowych danych pomiarowych z elektronicznych przekładników prądowych sięga roku 2002, kiedy to powstała norma IEC 60044-8, w której zdefiniowano pojęcie urządzenia o nazwie Merging Unit zbierającego dane - wartości próbkowane (dość powszechna jest terminologia angielskojęzyczna - sampled values) z indywidualnych sensorów prądu i napięcia i udostępniającego te dane w postaci próbek cyfrowych innym urządzeniom. Pierwszą normą, która opisywała sposób transformacji danych pomiarowych zdefiniowanych w IEC 60044-8 w ramki standardu Ethernet była edycja pierwsza części standardu IEC 61850 dotycząca próbek cyfrowych. Norma IEC 61850-9-2 definiuje odwzorowanie wartości próbkowanych analogowych sygnałów prądów i napięć fazowych na standard Ethernet. To właśnie w normie IEC 61850-9-2 pojawiło się pojęcie szyny procesowej. Szyna procesowa zrealizowana w technice sieci Ethernet nie wyklucza jednak zdefiniowanego w standardzie IEC 61850-9-1 przesyłania danych w połączeniach typu punkt - punkt. W artykule opisano sposób oraz procedury formatowania danych do wysłania na szynę procesową w urządzeniu Koncentrator Danych, pełniącym funkcję urządzenia typu Merging Unit. Formatowanie danych na szynę procesową zgodnie z IEC 61850-9-2 Norma IEC 61850-9-2 stanowi uzupełnienie normy IEC 61850-9-1 w zakresie odwzorowania SCSM (ang. Specific Communication Service Mapping) dla wartości próbkowanych przesyłanych wg standardu ISO/IEC 8802-3. [1] Ta część standardu definiuje odwzorowanie modelu klas wartości próbkowanych IEC 61850-7-2 na ISO/IEC 8802-3. Tab. 1. Model OSI i odniesienie do profili Tabl. 1. OSI model with reference to the profiles Aplikacja Prezentacja Profil A Sesja Transport Profil T Sieć Łącza danych Warstwa fizyczna Na potrzeby transmisji wartości próbkowanych można zdefiniować dwa profile - tabela 1: - Profil A - aplikacyjny, jest zbiorem specyfi[...]

 Strona 1  Następna strona »