Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии на базе системы S.P.I.D.E.R MicroSCADA
Концепция построения АСКУЭ НГДП основана на использовании интеллектуальных счетчиков элеюричсской энергии и системы, позволяющей осуществлять контроль и управление по цифровым каналам удаленных и местных технологических объектов, работающей в режиме реального времени. Реализации предложенной концепции предполагает снижение перерасхода денежных средств из-за повышения достоверности информации по действительном}' электропотреблению в часы максимума и возможностью прогнозирования оперативного (в реальном масштабе времени) контроля и управления потребляемой мощностью отдельными объектами и предприятием в целом. Ниже рассматривается общая структура АСКУЭ, принятая в ООО «Самотлорэнергонефть» (рис.1.7).
Объектами управления системы являются распределительные устройства напряжением 6кВ (РУ) и питающие их понизительные подстанции (ПС) напряжением 220/1 10/35кВ или 110/35/6кВ. Подстанции по территориальному и функциональному признакам относятся к различным сетевым районам, которые находятся на значительном расстоянии друг от друга (10...80 км). Сетевой район, в свою очередь, объединяет базовый участок (подстанции и РУ, которые находятся друг от друга на расстоянии не более 3 км и с находящимся на нем дежурным электриком-диспетчером) с одним или с несколькими удалёнными участками, подобными базовому, но не имеющими постоянного обслуживающего персонала и удаленными от базового участка на расстоянии более 3 км. Управление сетевыми районами (ПЭС) осуществляется центральной диспетчерской службой (ЦДС) и расстояние до сетевых районов может достигать порядка , нескольких десятков километров. На ПС и в РУ установлены счетчики "Альфа" фирмы ABB. Там же установлены мультиплексоры-расширители (МПР), позволяющие осуществлять подключение по токовой петле до 16-ти счётчиков. Выходом мультиплексора-расширителя является стык RS-422, по которому и происходит опрос всех подключенных счётчиков. Для оперативного контроля токов, напряжений и потребляемой мощности устанавливаются преобразователи тока и напряжения в стандартный сигнал 4-20 мА или 0- 5мА. В распределительных устройствах устанавливаются станции управления, которые представляют собой шкаф с установленным в нём контроллером типа SLC-5/04 или PLC-5 и определенным количеством клеммников, автоматов и промежуточных реле, необходимых для контроля и управления за потреблением электроэнергии и мощности. Система управления представляет собой четырехуровневую систему. Первый уровень - это удалённые участки сетевого района, на которых устанавливаются технологические контроллеры, объединённые в сеть DH+ (протяженностью сети до 3 км и скоростью связи для модема равной 57600 бод). Второй уровень включает в себя базовые участки сетевых районов, где также устанавливается сеть контроллеров DH+ и, дополнительно, персональная ЭВМ и АРМ рабочего места дежурного электрика-диспетчера, включаемая в эту же сеть. Третьим уровнем управления является ЦДС, включающая в себя персональную ЭВМ и АРМ рабочего места центрального диспетчера, контроллер-концентратор и контроллер удалённого доступа, объединённые в сеть DH+. Четвёртым уровнем системы управления является персональная ЭВМ и АРМ рабочего места службы управления электроснабжением нефтедобывающих предприятий. Циклический опрос контроллеров сетевых районов и контроллеров удалённых участков осуществляется контроллером-концетратором центральной диспетчерской службы через связные концентраторы сетевых районов и удалённых участков, функции которых выполняет один из технологических контроллеров. Операционная система - Windows 95, инструментальными средствами программирования операторского интерфейса являются программные продукты компании ROCkwell Software и фирмы ABB (программные продукты Versoft Ореп++). Техническая и коммерческая информация со счетчиков "Альфа" снимается автоматически каждые сутки и заносится в базу данных (БД) реального времени персональной ЭВМ центральной диспетчерской службы, В качестве системы управления БД используется FoxPro for Windows и Visual FoxPro. Основной задачей учета электропотребления (коммерческого, оперативного) является сбор, обработка и хранение данных о нагрузках и электропотреблении. Опрос счетчиков ведется на персональной ЭВМ ЦДС в заданном регламенте (ежесуточно). Срок хранения информации ограничен только емкостью жесткого диска. Особенностью системы является то, что коммерческий и оперативный контроль разделены с помощью технических средств. В случае длительного отказа связи с объектом потери коммерческой информации не происходит, т.к. счетчик способен хранить информацию в течение последних 8 месяцев. Формирование отчетных форм происходит по потребленной и выданной активной и реактивной энергии с возможностью построения профиля нагрузки на 30-минутных интервалах в часы максимумов активных нагрузок энергосистемы за сутки, за месяц и т.д. Информация может сортироваться по любому признаку и за любой период и представлена в формах DBF. Оперативный контроль осуществляется на базе мгновенных показаний токов и напряжений и предназначен для недопущения превышения заявленной максимальной мощности на получасовом интервале в часы максимумов. С этой целью за каждые полчаса рассчитывается среднее значение мощности и вычисляется отклонение от заявленной мощности. Таким образом, учет дает подробную за длительное время структуру электропотребления, которая используется для анализа. На основе всех данных определяется электропотребление для разных потребителей и субабонентов, баланс расхода электроэнергии по направлениям использования и удельный расход электроэнергии на добычу жидкости нефти и т.д. Выработка рекомендаций по рациональному электропотреблению осуществляется путем выбора и корректировки предложенных специалистами цехов добычи и поддержания пластового давления вариантов ведения технологического режима работы оборудования. При этом оценивается (соответствующее рассматриваемому варианту) электропотребление по объектам и интервалам времени работы в течение суток с учетом функционального и временного резервирования. Реализация выработанных решений представляется в виде графиков работы технологического оборудования и выделении такого списка техно логического оборудования, который обеспечивает минимум потерь продукции при отключениях в часы максимума активных нагрузок энергосистемы. АСКУЭ содержит разнообразные графические чертежные возможности. Программные средства графического представления данных позволяют пользователю вводить схемы новых объектов, корректировать схемы при изменениях, хранить их в памяти компьютера и печатать их при необходимости. База данных дает множество альтернатив для вывода схем сети, схем подстанций, которые могут быть использованы для документирования существующих или планируемых распределительных сетей. Таким образом, АСКУЭ НГДП позволяет решать проблему обработки больших объемов оперативной информации по электропотреблению, поступающей с нефтепромысла, что позволило провести статистический анализ графиков нагрузок и электропотребления в нефтедобыче, снизить энергозатраты на тонну добываемой жидкости (нефти) и оптимально снизить плату за электроэнергию, т.е. уменьшить общие затраты в нефтедобывающих предприятиях. Алгоритмы и программы обеспечивают функционирование системы электроснабжения в режиме активного кибернетического комплекса, участвующего в оптимизации электропотребления и технологических процессов добычи нефти.
1.3.3. Аппаратно-программный комплекс "МИР"
Аппаратно-программный комплекс «Мир» автоматизированного диспетчерского управления и учета электроэнергии предназначен: для сбора информации с объектов электроснабжения, первичной обработки собранной информации, передачи ее по физическим линиям связи или радиоканалу в пункт управления (ПУ) и представление ее в удобном виде диспетчеру; для управления оборудованием объектов электроснабжения по командам диспетчера; для автоматизации централизованного кош-роля и учета электроэнергии; для контроля параметров электроэнергии; для формирования базы данных о текущем состоянии объектов и контролируемых параметров и последующего использования этой базы на верхних уровнях управления предприятием. АПК «Мир» (АСТУЭ/АСДУ) обеспечивает выполните следующих функций: 1. Контролирующие функции: контроль текущего состояния коммутационных аппаратов; измерение и контроль текущих значений токов, напряжений, активной и реактивной мощности, а также других технологических параметров; оперативный контроль потребляемой мощности; контроль работоспособности каналов связи; контроль оперативного напряжения цепей ТУ. 2. Аварийно-предупредительные функции: выявление изменений контролируемых параметров (выход за уставки измеряемых величин, срабатывание коммутационных аппаратов) и оповещение об этом диспетчера; ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на КП, так и в ПУ; формирование и печать отчетов по аварийным переключениям. 3. Функции учета: сбор данных о показаниях счетчиков и передача информации на сервер АСТУЭ; технический и коммерческий учет электроэнергии. 4. Функции управления: телеуправление коммутационными аппаратами; снятие с контроля и постановка на контроль КП во время регламентных и ремонтных работ. 5. Функции самоконтроля: самодиагностика субблоков контроллеров, каналов связи и системы в целом. Автоматизированная система диспетчерского управления и технического учета электроэнергии комплекса нефтедобычи (АСДУ/АСТУЭ «Мир») НГ'ДП представляет собой систему с трехуровневой организацией. Первый уровень, уровень КП, предназначен для сбора и предварительной обработки данных с функциональных элементов контролируемых объектов, передачи данных для дальнейшей обработки на второй уровень, а также для управления объектами по командам, передаваемым из ПУ. Второй уровень, уровень управления, предназначен для обработки и визуализации полученных от КП данных, ведения базы данных, выдачи отчетных документов, обеспечения возможности управления исполнительными механизмами масляных выключателей, а также передачи информации на третий уровень - в систему управления предприятием. К третьему уровню относятся программные и аппаратные средства, позволяющие выполнять такие функции системы, как выход в локальную вычислительную сеть (ЛВС) предприятия, дублирование информации главному энергетику, главному инженеру, на рабочие станции управления НГДП, а также организация передачи информации на сервер предприятия, обеспечение функций автоматизированного учета электроэнергии. Третий уровень не имеет возможности непосредственного оперативного управления энергообъектами. Кроме того, программные и аппаратные средства третьего уровня АПК «Мир» обеспечивают передачу данных в единую корпоративную информационную сеть нефтяной компании и поддерживают совместную работу с верхними уровнями различных SCADA-систем, в том числе и с MicroSCADA «АББ - Автоматизация». Реализация каналов связи между КП и ПУ предполагается с применением радиотрансляторов, предназначенных для организации работы групп КП по радиоканалу и дальнейшей доставки информации от радиотрансляторов по линиям радиорелейной связи в ПУ. Для обеспечения устойчивой и надежной работы системы АСДУ/АСТУЭ по радиоканалу, охвату всех контролируемых пунктов, увеличения скорости доставки информации, а также учета ландшафта местности предполагается использование для работы системы как минимум двух радиочастот. Предлагаются к использованию частоты, находящиеся в диапазоне УКВ 146-174МГц или 403-470МГц. Информация по техническому учету электроэнергии с диспетчерского пункта поступает в отдел сбыта электроэнергии НГДП. В качестве канала связи используется выделенная или коммутируемая телефонная линия. Рассмотрим более подробно первые два уровня системы. Первый уровень системы осуществляет сбор и предварительную обработку данных с функциональных элементов контролируемых объектов (ПС 35/6кВ, ЗРУ-6кВ) и передачу данных для дальнейшей обработки на второй уровень (уровень пунктов управления - ПУ), а также для управления объектами по командам, передаваемым из ПУ. Уровень контролируемых пунктов включает в себя: контроллер «Омь», измерительные преобразователи; счетчики электроэнергии; оборудование связи. Если контролируемые пункты находятся в непосредственной близости друг от друга (до 1 км), в данном случае это ПС 35/6кВ «ДНС» и их ЗРУ- 6кВ «КНС», то связь с ПУ по радиоканалу реализует только один контроллер, установленный на ПС 35/6кВ «ДНС», являясь для контроллеров ЗРУ- 6кВ ретранслятором. При этом связь между ПС и ЗРУ-6кВ осуществляется по интерфейсу RS485. Если контролируемые объекты требуют обработки большого количества сигналов, как ЗРУ-6кВ «ДТП», и функциональной емкости одного контроллера недостаточно, то на таких объектах устанавливаются дополнительные «ведомые» контроллеры. В этом случае связь с ПУ по радиоканалу поддерживает только один «ведущий» контроллер. Связь между контроллерами осуществляется по интерфейсу RS485. Если некоторые контролируемые объекты расположены вне зоны уверенного приема радиостанции, то близко расположенный контроллер может выполнять роль ретранслятора. В этом случае схема доставки сообщений может иметь несколько вариантов, из которых выбирается канал связи с наилучшим качеством передачи информации (маршрутизация). Кроме того, любой контроллер системы сам может выступать в роли ПУ и организовывать работу выделенной группы КП на отдельной радиочастоте. Второй уровень системы (уровень Г1У) представляет собой сервер АСДУ и технического учета, устанавливаемый в диспетчерской НГДП. В качестве сервера используется ПК с ОС WINDOWS 9x/2000/NT и программным обеспечением АСДУ на базе SCADA-пакета «Электроэнергетика» Мир АНК-02 «Windows» и пакетом программ по учету электроэнергии. В состав ПУ входит следующее оборудование: сервер АСДУ/АСТУЭ с ПО; плата интерфейсов RS232 «PSI-162B»; модемы «AnCom STE-2442- 4+» для связи с ретрансляторами; модем «Zyxel U-336E» для передачи данных в управление НГДП. Сервер АСДУ и технического учета электроэнергии обрабатывает данные с объектов ПС и ЗРУ (уровня КП), в том числе и со счетчиков электроэнергии, представляет данные по АСДУ в удобной для восприятия форме диспетчеру и другим пользователям, передает команды диспетчера на уровень КП, ретранслирует запросы удаленных пользователей к КП и передает ответы на них, хранит полученную информацию в виде файлов протокола и измерений, формирует отчетные документы, ведет базу данных и передает информацию по техническому учету электроэнергии на верхний уровень в систему управления за любой промежуток времени по полученным запросам или автоматически. Исходная информация для системы учета электроэнергии поступает с выходов счетчиков электроэнергии в контроллер контролируемого пункта (КП). После накопления в КП информация по каналу связи поступает в ПУ. Программным обеспечением ПУ является программа «МИР АПК-02». Эта программа обрабатывает данные, поступившие по каналу связи от КП, и создает базу данных, в которой накапливается полученная информация. На рис. 1.8 приведена схема системы учета электроэнергии. Программа «МИР АПК-02» позволяет просматривать данные в виде графиков и имеет возможность передавать эти данные для дальнейшей обработки специализированным программам «Сбор», «Учет», «Отчеты», установленным на сервере АСДУ/АСТУЭ в ПУ или на другом сервере уровня управления предприятием, а также в подразделениях НГДП, занимающихся учетом электроэнергии. Программа «Сбор» производит обработку данных, поступающих от программы «МИР АПК-02» и сохраняет их в локальной базе данных. Далее в тексте сетевой район будет называться регион. Следующим звеном в системе учета электроэнергии является программа «Учет», основное назначение которой - построение графиков мощности и энергии, отчетов, а также оперативный контроль потребляемой мощности в реальном времени. Программа «Учет» позволяет объединять данные из нескольких локальных баз данных в одну глобальную базу. При таком объединении появляется возможность просматривать суммарные графики и отчеты, в которых используются данные от нескольких регионов. Количество регионов может достигать 100. Возможно подключение к одной локальной базе данных региона нескольких программ «Учет», которые установлены в разных местах. В качестве глобальной базы данных по учету электроэнергии предполагается использование БД Microsoft SQL Server 2000. Обработка показаний от счетчиков электрической энергии может производиться в несколько этапов: прием и первичная обработка данных на сервере АСДУ/АСТУЭ; прием подготовка и запись SQL-сервер данных для оперативного и неоперативного анализа; оперативный контроль значения потребляемой мощности; неоперативный анализ мощности; передача данных на верхний уровень в систему управления предприятием и службы сбыта электроэнергии (на сервер предприятия). Сервер АСТУЭ позволяет строить графики средней мощности по отдельным счетчикам и суммарный график по группе отмеченных счетчиков. Кроме того, можно получить расход электроэнергии за любой заданный период времени. Для обеспечения возможности оперативного контроля за уровнем потребляемой мощности в часы максимума энергосистемы функции сервера АСТУЭ входит организация более частного и частого опроса счетчиков в пределах указанных временных зон. Контролируется полная активная и реактивная мощность, cos φ, баланс реактивной мощности, tg φ. Контроль мощности ведется по группам потребителей, которые могут состоять из любого количества счетчиков - от одного до всех опрашиваемых. Группы потребителей создаются пользователем. Количество групп счетчиков не ограничено. Для каждой группы задаются границы допустимой величины мощности. При приближении текущего значения мощности к значению заявленной мощности диспетчеру выдается звуковое и визуальное предупреждение. Система учета электроэнергии полностью поддерживает многопользовательский режим работы. Неограниченное количество пользователей сети со своими правами доступа к серверу одновременно могут использовать накапливаемую информацию для работы как в программе оперативного контроля мощности, так и в программе учета электроэнергии. Кроме этого, можно обрабатывать данные любыми приложениями по Windows (Excel, FoxPro и т.п.). С помощью программы неоперативного анализа мощности осуществляется анализ активной, реактивной мощностей в прямом и обратном направлении за сутки, месяц, год, печать выходных форм и диаграмм по учету электроэнергии.
Вопросы для самопроверки
1. Нарисуйте типовые графики нагрузки для нефтяного месторождения, НПС и КС транспорта газа. 2. Назовите технические средства АСКУЭ объектов нефтедобычи. 3. Назовите типы счетчиков. 4. Назначение и основные элементы счетчика АЛЬФА. 5. Укажите обозначение счетчика АЛЬФА и дайте расшифровку принятых обозначений. 6. Назовите уровни АСКУЭ на базе системы MicroSCADA. 7. Назовите функции и основные элементы АПК "Мир".
©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.
|