В статье рассказано о системе диспетчеризации, разработанной компанией «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» на базе контроллера собственного производства и ПО «СКАДА-НЕВА». Данное решение позволяет построить систему для крупного предприятия с минимальными затратами.
Системы диспетчеризации электроснабжения на промышленных предприятиях имеют большую степень родства с автоматизированными системами управления электротехническим оборудованием (АСУ ЭТО), которые внедряются на объектах «большой энергетики». И так же, как АСУ ЭТО, системы диспетчеризации различаются по объему решаемых задач и степени их автоматизации.
Традиционными функциями, выполняемыми с помощью систем диспетчеризации электроснабжения промышленных предприятий, являются:
- контроль уровней напряжений, токов, потребляемой мощности, качества электроэнергии;
- наблюдение за положением коммутационного оборудования и правильностью выполнения переключений;
- отображение и архивирование параметров режима;
- коммерческий учет электроэнергии;
- сбор и передача данных в региональные диспетчерские управления (РДУ).
Системы диспетчеризации более высокого ранга обеспечивают выполнение дополнительных функций: регистрацию аварий на вводах предприятия (что позволяет предъявлять претензии поставщику электроэнергии и компенсировать потери от простоев) и технический учет электроэнергии (что дает возможность рассчитывать удельные затраты и принимать меры по экономии электроэнергии).
Наиболее передовые диспетчерские системы способны контролировать динамику изменений в энергосистеме предприятия при различных режимах работы его отдельных структур (цехов, заводов, собственных ТЭЦ и т. п.) путем измерения качества электроэнергии и регистрации переходных процессов во внутренних сетях предприятия (обычно 6 и 10 кВ). Это позволяет быстро выявлять причины и виновников нарушений, а также анализировать процессы пуска и останова крупных технологических установок (двигателей, насосов, компрессоров, гальванических ванн и т. п.).
Ну а самые смелые решения включают в себя дистанционное управление коммутационным оборудованием с автоматизированных рабочих мест (АРМ) оперативно-диспетчерского персонала.
Одной из сложностей при создании систем высокого уровня является необходимость максимальной информационной «обвязки» используемого электротехнического оборудования. Это требует сбора большого числа дискретных сигналов и использования множества измерительных преобразователей для аналоговых измерений. Дополнительные проблемы создает большой парк и типовое разнообразие систем и устройств, необходимых для решения всех задач диспетчеризации. Номенклатура этих устройств весьма широка, для их обслуживания требуется хорошо обученный персонал, ЗИП (запасные части, инструменты, принадлежности) и поддержка контактов с их производителями. В конечном счете все это выливается в существенные затраты как при вводе систем в работу, так и при их эксплуатации.
Однако, используя взвешенный подход к выбору решений, можно существенно оптимизировать как парк применяемого оборудования, так и расходы на его внедрение. Предлагаемое ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» (г. Санкт-Петербург) решение на базе программно-технического комплекса «НЕВА» (ПТК «НЕВА») позволяет при осуществлении крупных задач обойтись минимумом оборудования, поэтапно выстраивая систему диспетчеризации электроснабжения промышленного предприятия за счет последовательного включения в нее всех объектов электрохозяйства.
Основой создаваемой системы является контроллер производства ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», выполняющий следующие функции:
- регистрацию (осциллографирование) переходных процессов;
- фиксацию последовательности срабатывания дискретных сигналов;
- расчет действующих значений токов, напряжений и мощности;
- формирование и выдачу дискретных сигналов для команд управления;
- съем данных со счетчиков электроэнергии с импульсным выходом.
На верхнем уровне системы диспетчеризации используется программное обеспечение (ПО) «СКАДА-НЕВА», которое способно работать не только с устройствами производства ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», но и с различными измерительными преобразователями, счетчиками, устройствами РЗА и прочим оборудованием от других производителей. В состав ПО «СКАДА-НЕВА» входят программы визуализации и архивирования осциллограмм, отображения данных нормального режима в виде мнемосхем, таблиц и графиков, программы для управления коммутационным оборудованием, сигнализации о различных событиях в системе электроснабжения, передачи данных в АСУ предприятия и в РДУ по протоколу МЭК 60870-5-101/104 и т. д.
Рис. Структурная схема системы диспетчеризации промышленного предприятия на базе ПТК «НЕВА»
Реализованные в ПТК «НЕВА» технические решения позволяют оптимизировать сбор сигналов (одно подключение для выполнения всех функций) и снизить номенклатуру устройств в системе за счет многофункциональности контроллера:
- один вход от измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и результат одного измерения параметра предназначен для работы нескольких подсистем – отображения данных на автоматизированном рабочем месте оператора, передачи в региональные диспетчерские управления, регистрации аварийных событий, технического учета электроэнергии;
- один ввод от источника дискретного сигнала достаточен для формирования экранной мнемосхемы, сообщения в региональные диспетчерские управления, регистрации аварийных событий, контроля выполнения команд управления, блокировки переключений.
Тем самым сокращаются объемы проектирования и монтажных работ за счет уменьшения номенклатуры оборудования и кабельных связей, что существенно снижает внедренческие и эксплуатационные расходы.
Возможность ввода в контроллер сигналов не только с электротехнического, но и с технологического оборудования выводит функциональность системы за рамки диспетчеризации электроснабжения и позволяет решать часть задач для технологов.
Предлагаемые ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» решения оптимизированы для объектов и оборудования различных классов напряжения, что позволяет создавать системы диспетчеризации электроснабжения как крупных промышленных предприятий с собственными генерирующими мощностями и разветвленной сетью подстанций, так и небольших производств с одним-двумя собственными распределительными пунктами (РП) и трансформаторными подстанциями (ТП).
На рисунке приведена обобщенная структурная схема системы диспетчеризации электроснабжением промышленного предприятия. Система охватывает все объекты энергохозяйства, начиная с главной понизительной подстанции любого класса напряжения и заканчивая цеховыми распределительными пунктами и трансформаторными подстанциями. На каждом таком объекте осуществляется сбор информации о текущем, нормальном режиме работы (ТИ, ТС, при необходимости с реализацией ТУ) с использованием аналоговых (ИП), цифровых преобразователей (МИП) или информации с терминалов РЗА (МП РЗА) и различных устройств связи с объектами (УСО). На наиболее ответственных подстанциях также осуществляется регистрация аварийных событий и контроль качества электрической энергии (ККЭ). Производительность и комплектация контроллеров выбираются в зависимости от объема собираемых данных и выполняемых функций, что позволяет технически и финансово оптимизировать затраты на каждый из внедряемых в систему объектов.
Собранная на каждом из объектов информация передается через локальную вычислительную сеть предприятия на верхний уровень. Выбор сервера, аккумулирующего приходящие данные, осуществляется в зависимости от конкретных задач. На крупных промышленных предприятиях рекомендуется построение серверной системы на основе современных решений по резервированию, включая кластерные технологии. При этом отдельные производственные участки можно выделить в локальные вычислительные сети и сводить информацию, собранную в данном сегменте, на промежуточный сервер.
Вся собранная и обработанная информация может отображаться на экране коллективного пользования у диспетчеров на главном щите управления (ГЩУ) с помощью соответствующих мнемосхем, графиков и таблиц, а также на автоматизированных рабочих местах обслуживающего персонала. При исполнении функции управления переключения могут осуществляться с пульта диспетчера с реализацией оперативных и технологических блокировок программными методами и/или аппаратными средствами.
Также в системе предусмотрена возможность передачи данных нормального режима и аварийных осциллограмм в РДУ с реализацией технических требований системного оператора по обмену технологической информацией.
Следует заметить, что подобный комплексный подход к решению задач диспетчеризации наиболее востребован именно промышленными предприятиями. На объектах «большой энергетики» объединение в одной системе функций нескольких систем сопряжено с определенными трудностями, в первую очередь по организационным причинам. Дело в том, что в структуре энергетических предприятий есть несколько различных служб (РЗА, ТМ и связи, АСУ), каждая из которых отвечает за свои задачи и свое оборудование. Совместное обслуживание общего оборудования при этом затруднено. Структура управления электрохозяйством промышленных предприятий обычно более компактна и не имеет подобных помех для реализации такой системы диспетчеризации.
Внедрение системы на базе ПТК «НЕВА» может осуществляться поэтапно, что снижает единовременную финансовую нагрузку. При установленном сроке службы системы 15–20 лет и пожизненном сопровождении гарантийное обслуживание составляет 3 года. По мере развития элементной базы возможна модернизация аппаратной части и программного обеспечения системы.
Статья опубликована в журнале «ИСУП»