Главная | Обратная связь

Автоматизация контроля и учета электроэнергии

 

Исследование режимов электропотребления НГДП показывает, что в нефтедобыче можно управлять этими режимами и, таким образом, опти­мизировать параметры электропотребления. А ввиду того, что оптималь­ное регулирование электропотребления тесно связано с его учетом и управлением, появляется возможность оптимизировать плату за электро­энергию.

В условиях государственного централизованного планирования элек­тропотребления баланс экономических интересов производителей и потре­бителей электроэнергии сводился на уровне государственных планов, при этом потребитель должен был получать запланированное количество де­шевой электроэнергии в удобное для него время. Поэтому основное назна­чение электроэнергетической отрасли состояло в надежном, бесперебой­ном электроснабжении потребителей в запланированных объемах. Для достижения этой цели осуществлялось управление процессом производст­ва, передачи и распределения электроэнергии. Нагрузка регулировалась методом прямого управления - по требованию правительственных органов и энергокомпаний. В этих условиях электрическая энергия рассматрива­лась, прежде всего, как физическая субстанция, поэтому первоочередным (и единственно необходимым) средством управления энергопотребления являлась автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ), выполняющая роль регулятора потоков электрической энергии в процессе ее производства, передачи и распределения.

Потребность в учете больших потоков электроэнергии при ее экспор­те и при перетоках между энергосистемами, объединенными энергетиче­скими системами и в масштабах Единой энергетической системы обусло­вила необходимость создания локальных автоматизированных систем из­мерения (контроля) электроэнергии (АСИЭ).

Для балансирования интересов поставщиков и потребителей на рынке электроэнергии должна применяться автоматизированная система коммер­ческого учета энергопотребления, в состав которой в качестве подсистем входят АСИЭ и АСДУ. АСКУЭ позволяет контролировать расход энер­гии, выявить и сократить потери, зарегистрироваться в качестве потреби­теля на оптовом рынке электроэнергии и, как следствие, стать его полно­правным участником. Данные, получаемые от АСКУЭ, обрабатывают на предприятиях-потребителях и на предприятиях-поставщиках электроэнер­гии всех уровней (электростанциях, электрических сетях, энергосистемах, объединенных диспетчерских управлениях и т.д.), поэтому система АСКУЭ характеризуются большим числом составляющих элементов и контролируемых показателей, широким диапазоном скорости протекания процессов и относятся к сложным технико-эргастическим объектам. АСКУЭ имеет развитую интегрированную многоуровневую структуру и представляет собой сочетание средств контрольно-измерительной и вы­числительной техники, коммуникаций и программного обеспечения.

Развитие коммерческого учета энергии в России началось позже, чем в Западной Европе и США, поэтому основой для создания АСКУЭ явилось импортное оборудование и программное обеспечение. Среди наиболее из­вестных фирм, работающих в России можно назвать ЬапсИз&Суг - 81етепз (США - Германия), АВВ (Швейцария), Оепега1 Е1ее1пе (США), 18ККАЕМЕСО+ (Словения). Альтернативой импортным счетчикам и уст­ройствам сбора и передачи данных являются приборы отечественных за­водов (завод им. М.В.Фрунзе, г. Нижний Новгород; 000"Энергомер", г. Ставрополь, а также предприятия Владимира, Москвы, Пензы).

Технические средства АСКУЭ объектов нефтедобычи включают: счетчики электроэнергии, имеющие числоимпульсные и (или) цифровые интерфейсы; устройства (контроллеры) сбора и передачи данных (УСПД); средства передачи информации в центры сбора по каналам связи (моде­мы); средства вычислительной техники (при необходимости).

В настоящее время заводы и предприятия Российской Федерации производят широкую гамму трехфазных электронных и микропроцессор­ных электросчетчиков (индукционные и однофазные электросчетчики, а также электросчетчики класса хуже 1 здесь не рассматриваются), позво­ляющих их использовать в системах АСКУЭ.

Основными изготовителями являются концерн «Энергомера» (г.Ставрополь), который выпускает электронные электросчетчики актив­ной электроэнергии в одном и двух направлениях класса 0,2 (ЦЭ6808В), класса 0,5 (ЦЭ6805В), класса 1 (Ф68700В) и микропроцессорные ЦЭ6822, ЦЕ6823, ЦЭ6850 класса 0,5 и 1. Электронные электросчетчики имеют чис- лоимпульсный, а микропроцессорные - еще и цифровой интерфейс. СП АББ-ВЭИ «Метроника» (г.Москва) выпускает многофункциональные мик­ропроцессорные электросчетчики серии АЛЬФА, А2, АЛЬФА Плюс, Ев- роАльфа кл. 0.28, 0.58, 1. Все они имеют числоимпульсный и цифровые (ИРПС, К.8-232, К.8-485) интерфейсы. Нижегородский завод им. Фрунзе производит электронные электросчетчики ПСЧ-4ПА, ПСЧ-4-1 класса 0,5 с числоимпульсным интерфейсом и микропроцессорные электросчетчики ПСЧ-4ТА, СЭТ-4ТМ класса 0.5 с числоимпульсным и цифровым интер­фейсом (К8-485).

Все выпускаемые микропроцессорные электросчетчики имеют встро­енные часы и память для хранения графика мощности и других парамет­ров, позволяют вести многотарифный учет. Последние их модификации имеют возможность контролировать показатели качества электроэнергии.

К функциональным недостаткам микропроцессорных электросчетчи­ков следует отнести отсутствие унификации протоколов обмена и состава измеряемых параметров. Кроме того, производители микропроцессорных электросчетчиков излишне увлечены многофункциональностью, в т.ч. многотарифностью. При этом набор параметров, за который приходится платить пользователям, оказывается, зачастую избыточен.

Устройствами, специализированными для целей АСКУЭ, являются микропроцессорные контроллеры - УСПД, предназначенные для сбора информации от электросчетчиков, обработки, хранения и передачи данных по каналам связи в центры сбора и обработки информации. Требования к ним определены отраслевым документом «Типовые технические требова­ния к средствам автоматизации, контроля и учета электроэнергии и мощ­ности для АСКУЭ энергосистем», утвержденным РАО «ЕЭС России» в 1994г., а также последним Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке (октябрь 2001г.)

Производители УСПД поставляют также программно-технические средства для сбора и обработки информации, как на самом объекте, так и на вышестоящем уровне управления, которые образуют программно- технические комплексы (ПТК) АСКУЭ.

Из современных российских ПТК АСКУЭ наибольшее распростране­ние в энергосистемах получили: ПТК «ТОК-С» (АОЗТ «АМРИТА», г. Пенза) - энергосистемы Средней Волги, Урала, Центра; КТС «ЭНЕРГИЯ» (НТП «Энергоконтроль» г. Заречный, Пензенская обл.).

Из импортных УСПД, усилиями ЦДУ ЕЭС на многих межсистемных подстанциях ОЭС Северо-Запада и Урала установлены УСПД «МЕГАДАТ А» производства Венгерской фирмы Ганц-Шлюмберже.

Имеются системы АСКУЭ с прямым (без УСПД) сбром информации от микропроцессорных электросчетчиков, такие как «Альфа МЕТ» с муль­типлексором МПР-16-2М («Метроника»), «Тариф-Микро» с контроллером связи КСИ-1 (Нижегородский завод им.Фрунзе), программный комплекс Нижневартовских электрических сетей (г. Нижневартовск), «АСЭлектро-энергия» Ноябрьского УМН («ЭМК-Инжиниринг»),

Одним их узловых элементов АСКУЭ является связь между уровнями системы. При этом большое значение имеет расстояние, на которое пере­дается информация. По мнению проектировщиков систем АСКУЭ, главной проблемой развития АСКУЭ на сегодня является обеспечение надежной неискажаемой системы доставки информации от пунктов измерения к цен­тральному вычислительному устройству и автоматизированным местам (АРМ). Сегодня существуют различные подходы к реализации системы передачи данных. Рассматриваются как наземные, так и спутниковые ка­налы передачи данных. Наиболее качественные системы передачи инфор­мации (например, спутниковые) требуют значительных капиталовложе­ний. Наиболее надежные - "выделенные" каналы, которые очень дороги и выделяются на постоянной основе. Местные телефонные линии ненадеж­ны и не обеспечивают должного качества передачи информации. Энерге­тики уже давно используют линии электропередачи для подачи по низко­частотному диапазону голосовых сообщений и телеметрии, однако боль­шинство используемых схем и оборудование не позволяют обеспечить по силовым линиям надежную связь для передачи данных с устройств сбора и обмен информации по АСКУЭ.

Для объединения счетчиков в систему учета применяются программ­но-технические комплексы, включающие в себя различные серверы систе­мы и автоматизированные рабочие места (АРМ). В настоящее время на российском рынке АСКУЭ действуют многочисленные разработчики про­граммного обеспечения АСКУЭ для 1ВМ-совместимых рабочих станций, серверов, операционных систем, систем управления базами данных.

 

1.3.1. Средства и системы АСКУЭ в нефтедобыче.

Счетчик АЛЬФА

Многотарифный микропроцессорный трехфазный счетчик электро­энергии АЛЬФА предназначен для учета активной и реактивной энергии в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизи­рованных систем контроля и учета электроэнергии для передачи измерен­ных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю и распределению электрической энергии. Принцип измерения, заложенный в счетчике, базируется на аналого-цифровом преобразовании величин на­пряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счетчик АЛЬФА состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счетчика, выполненного на жидких кристаллах. Измерение тока и напряжения силовых цепей осуще­ствляется с помощью высоколинейных трансформаторов улучшенной кон­струкции и резистивных схем делителя напряжения. Активная мощность вычисляется путем умножения измеренных цифровых значений напряже­ний и токов с помощью сверхбольшой интегральной схемы (СБИС) изме­рения. СБИС измерения содержит программируемый цифровой процессор с тремя встроенными аналого-цифровыми преобразователями (АЦП).

Счетчик АЛЬФА допускает трансформаторное или прямое подключение к цепи тока. При подключении к трансформатору тока с номиналом 1 А счетчик работает в диапазоне токов от 1 мА до 2 А, при подключении к трансформатору тока с номиналом 5 А - в диапазоне от 5 мА до 10 А. При прямом включении счетчик работает в диапазоне то кон от 50 мА до 150 А. Встроенный микроконтроллер обеспечивает сохранение точности во всем диапазоне рабочих температур от -40 до +60°С при максимальной и мини­мальной нагрузках. В счетчике АЛЬФА используется импульсный источ­ник питания, который позволяет обеспечивать широкий диапазон рабочего напряжения от 70 до 440 В. В период отключения основного питания ли­тиевая батарея, если она предусмотрена модификацией счетчика, обеспе­чивает питание генератора импульсов 32 768 Гц, поддерживающего работу внутреннего календаря для сохранения правильного счета времени. Парал­лельно батарее через блокирующий диод включен конденсатор, который имеет достаточную емкость для поддержания работы памяти и календаря в течение нескольких часов. После разрядки конденсатора батарея обеспе­чивает подачу питания для хранения данных в течение срока до 2-3 лет. Во время перерывов питания все ключевые данные счетчика и данные о его конфигурации хранятся в неразрушаемой памяти ПЗУ микроконтроллера. Данные многотарифного режима хранятся в ОЗУ микроконтроллера и в ОЗУ дополнительной платы А+ до тех пор, пока на счетчик не поступит питание.

Выпускаются различные модификации счетчиков АЛЬФА с соответ­ствующим обозначением. Обозначения имеют вид:

A1R-4-AL-CB-N, где

1-й знак А - тип счетчика - АЛЬФА;

2-й знак 1 или 2 - класс точности 0,2 или 0,5 соответственно;

3-й знак D - счетчик, измеряющий активную энергию и мощность;

Т- многотарифный счетчик для измерения активной энергии и максимальной мощности;

R - многотарифный счетчик для измерения активной и реак­тивной энергии и максимальной мощности;

К - многотарифный счетчик для измерения активной и полной энергии и максимальной мощности;

4-й знак 3 - двухэлементный счетчик (трехпроводная линия); 4 - трехэлементный счетчик (четырехпроводная линия);

5-й и 6-й знаки - обозначения дополнительной платы А+: АО - плата, позволяющая производить измерение энергии и мощности в двух направ­лениях; OL - плата для записи и хранения измеренных данных графика на­грузки; AL - плата для измерения энергии и мощности в двух направлени­ях и хранения измеренных данных;

7-й и 8-й знаки - обозначение дополнительной платы С (плата реле): С1 - плата с одним полупроводниковым реле (один импульсный выход по активной энергии); С2 - с двумя полупроводниковыми реле (активная и ре­активная энергии); СЗ - с двумя полупроводниковыми реле (активная энер­гия и управление нагрузкой); С4 - с двумя полупроводниковыми реле плюс последовательный интерфейс ИРПС "токовая петля"; С5 - плата с одним полупроводниковым реле плюс последовательный интерфейс ИРПС "то­ковая петля"; С6-с шестью полупроводниковыми реле (четыре импульс­ных выхода - активная и реактивная энергия в двух направлениях, реле управления нагрузкой); С8 - с шестью полупроводниковыми реле плюс по­следовательный интерфейс ИРПС "токовая петля"; С9 - с последователь­ным интерфейсом ИРПС "токовая петля"; С22 - с двумя гальванически развязанными группами реле (активная и реактивная энергия); С24 - с двумя гальванически развязанными группами реле (активная и реактивная энергия) плюс интерфейс ИРПС "токовая петля"; С25 - с двумя гальвани­чески развязанными группами реле (активная и реактивная энергия) плюс интерфейс RS-485; С26 - с двумя гальванически развязанными группами реле (активная и реактивная энергия, управление нагрузкой) плюс интер­фейс ИРПС "токовая петля"; С29- с двумя гальванически развязанными группами реле (активная и реактивная энергия, управление нагрузкой) плюс интерфейс RS-485;

9-й знак означает тип включения счетчика: Т- трансформаторный; П- прямое.

Интерфейс ИРПС "токовая петля" с оптической развязкой на 1,5 кВ позволяет передавать по одной паре информационных проводов не только данные об измеренной энергии и мощности, но и многочисленную допол­нительную информацию. Информация передается последовательным ко­дом на расстояние до 1,5 км. Используется в тех случаях, когда требуются повышенные требования и достоверность переданной информации, по­скольку протокол обмена предусматривает выдачу подтверждения приня­той или переданной информации. Протоколы обмена по интерфейсу "то­ковая петля" поддерживаются аппаратно-программными средствами платы А+ (модификации AL, АО или OL).

Последовательный интерфейс RS-485 позволяет считывать информа­цию со счетчика с расстояния до 1,5 км, а также объединять до 31 счетчика на общую шину без каких-либо дополнительных устройств.

Оптический порт используется для связи счетчика АЛЬФА с компью­тером для заводской калибровки; программирования; метрологической проверки; задания различных постоянных. Кроме того, оптический порт используется при снятии информации со счетчиков АЛЬФА на месте их установки при помощи инженерного пульта или переносных компьютеров Notebook.

Для связи между оптическим портом счетчика и последовательным портом компьютера RS-232 применяется кабель преобразователь UNICOM PROBE. Длина кабеля 2 м. Питание этого устройства может осуществлять­ся или от батареи 9 В или от сетевого адаптера.

Управление нагрузкой осуществляется при следующих режимах:

- срабатывании реле в тарифных зонах в соответствии с заданной уставкой мощности (для каждой тарифной зоны можно определять уставку срабатывания реле);

- срабатывании реле с наступлением заданной тарифной зоны.

Реле регулирования нагрузки может использоваться как сигнальное в случае превышения мощности заданной установки.

Микропроцессорное исполнение счетчика АЛЬФА делает его программируемым, что позволяет использовать счетчик с широким набором разнообразных функций. Программирование счетчиков осуществляется программным пакетом ЕМРРШ8 2.30, А1рЬаР1ия поставляемым по требованию заказчика. Программный пакет ЕМРРЫ18 2.30 (504М1)) представляет три различных уровня доступа к счетчикам для:

- потребителя,

- эксплуатационных служб Энергоснабжающих организаций

- ремонтных служб Энергоснабжающих организаций, имеющих право Госпроверки,

Для защиты от несанкционированного доступа каждый счетчик имеет свой пароль. Кроме того, программное обеспечение имеет свои входные коды, препятствующие работе с программным пакетом несанкционированным лицам.

Для счетчиков АЛЬФА предусмотрены 4 тарифные зоны (утро, вечер, день, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время.

Срок службы счетчика АЛЬФА - 30 лет с межповерочным интервалом 8 лет.