Технический учет электроэнергии и диспетчеризация управления энергоснабжением промышленного предприятия

В настоящее время, в проблемах создания эффективного основного производства, вопросы диспетчеризации энергоснабжения промышленного предприятия выходят на первый план. Актуальным является повышение надежности, бесперебойности энергоснабжения, качество и учет энергоносителей. Для эффективности работы производства   требует внедрения не только коммерческого, но и технического учета энергоносителей. Это позволит производить учет расхода электроэнергии, как отдельных подразделений, так и удельный расход электроэнергии на производственный цикл, этап, изделие. При этом, в техническом учете электроэнергии потребность в количестве приборов учета на порядок больше, чем в коммерческом. Без автоматизации снятия показаний со счетчиков электроэнергии, невозможно добиться баланса и достоверного расхода энергоносителей по конкретному объекту. Это связано с тем, что съем показаний с привлечением персонала невозможно выполнить единовременно и получить срез показаний счетчиков в одно в заданное время по всему предприятию.

Показания счетчиков учета, снятые в разное время, дают такую величину небаланса, которая не позволяет достоверно контролировать удельные расходы. Достоверный контроль практически невозможен еще и из-за высокой трудоемкости снятия показаний и обработки данных, а  оперативный контроль расхода энергоносителей необходим за смену или за цикл производственного процесса. Кроме проблем технического учета электроэнергии, актуальной задачей является внедрение современных средств контроля режимов работы электроустановок. Быстрое выявление, локализация и устранение неисправностей, своевременное получение достоверной информации о причинах отказах  электрооборудования и возникновения аварийной ситуации позволяет разработать наиболее эффективные мероприятия по выявлению достоверных причин аварии и своевременное устранение, в итоге — повышение надежности электроснабжения. Практически ни у кого не вызывает сомнений, что автоматизацию управления электроснабжением необходимо делать. А что конкретно делать и как вызывает много вопросов. Во многом это связано с отсутствием опыта внедрения таких систем и опыта работы с ними и сложности оценки стоимости затрат.

К вопросам диспетчеризации управления электроустановками необходимо отнести необходимость выполнения для ряда промышленных предприятий системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) по режимам работы электрической сети. Немаловажным фактором является наличие конструктивных взаимоотношений с энергоснабжающей организацией по надежности и качеству поставляемой электроэнергии. Эти взаимоотношения не могут строиться без современных средств контроля параметров качества электроэнергии, и регистраторов аварийных событий для своевременного и правильного выявления причин возникновения и характера развития аварий в электроустановках на границе балансовой принадлежности.

На основании выше изложенного, можно отметить основной комплекс первичных задач по автоматизации электроустановками, которые необходимо внедрять сегодня или в ближайшей перспективе:

• технический учет электроэнергии;
• оперативный контроль режимов работы электрической сети;
• дистанционное управление электроустановками;
• СОТИ АССО.

Исходя из опыта работы компании НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» по построению систем диспетчеризации и автоматизации управления схемами электроснабжения предприятий разных отраслей промышленности, мы сделали вывод: «Только комплексное решение всех задач автоматизации управления электроустановками с четкой разбивкой на этапы внедрения даст ожидаемый эффект». Все отмеченные выше задачи автоматизации целесообразно и технически возможно выполнить единой комплексной системой, без дублирования функций измерения и передачи данных в разных системах. Комплексные системы автоматизации должны иметь возможность внедрения частями, по этапам.

Каждый этап должен быть функционально закончен, и вводиться в работу как законченная система по всем существующим нормам, в частности в соответствии с ГОСТ 34.603-92 «Виды испытаний автоматизированных систем». Это позволит оценить эффект от внедрения данного этапа и наиболее верно спланировать дальнейшую работу в заданных рамках финансирования модернизации энергетического оборудования.

Относительно высокая стоимость внедрения систем автоматизированного учета электроэнергии и систем управления сдерживает их активное внедрение. На этом фоне так же актуальным является поставленных задач поэтапно. Каждый этап должен быть технически и экономически обоснован. Только получение экономического эффекта от каждого этапа внедрения даст обоснование и целесообразность дальнейшей модернизации систем автоматизации управления электротехническим оборудованием.

 

В каждом конкретном случае, на каждом конкретном объекте, промышленном предприятии,  есть свои особенности; по организации управления электротехническим оборудованием (ЭТО), схемам электроснабжения, состоянию электрооборудования, перспективам развития и т.д. Поэтому, нет единого «рецепта» что и как делать, но общий ход решения проблемы можно выразить следующим образом:

1. Должны быть определены основные этапы от постановки до полного решения поставленной задачи. Четко обозначаются проблемы и функции, которые необходимо решить в порядке их первостепенной важности.
2. Должна быть обозначена мотивация к внедрению автоматизированных систем управления: например, удельная стоимость электроэнергии в стоимости выпускаемой продукции, экономическая эффективность производства, расход электроэнергии по подразделению, цеху, смене и т.д.

Первый этап всегда несет большую часть нагрузки по реализации общесистемных решений. Необходимо проработать вопросы по каналам связи, серверному оборудованию, программному обеспечению верхнего уровня и автоматизированным рабочим местам.

Основная задача любой системы диспетчеризации это — дистанционный оперативный контроль дежурным персоналом за режимами работы энергетического оборудования и своевременное получение информации о процессах, происходящих на обслуживаемом объекте (телеметрия), а также управление этими процессами (телемеханика и автоматизация) для  оптимизации режимов работы энергетического оборудования и увеличения ресурса его работы.

 

Однако усложняет процесс  принятия решения по внедрению системы автоматизации управления отсутствие понимания и веры  в эффективность управления ЭТО и готовность персонала к дистанционному управлению электроустановками.

Построение системы диспетчеризации связано с реализацией следующих прикладных задач:

• получение данных расхода электроэнергии (технический учет);
• получение данных технологических параметров электротехнического оборудования;
• передача на центральный диспетчерский пункт всех полученных данных по параметрам работы электроустановок;
• опрос и диагностика микропроцессорных устройств электротехнического оборудования, в том числе МП РЗА;
• передача сообщений о неисправности аварийной, охранной и пожарной сигнализации электроустановки (распределительного устройства);
• визуализация режима работы электрической сети предприятия на экранах, сигнализации при отклонении заданных параметров за уставки, сигнализация о неисправности или аварии в электроустановках;
• дистанционное управление электротехническим оборудованием;
• удаленная перенастройка параметров МП РЗА и других МП контроллеров;
• протоколирование всех событий (аварий, действий диспетчера, включения и выключения исполнительных механизмов, поступления тревожных сигналов и сообщений и т.п.);

При создании систем автоматизации управления электроустановками требуется выполнение работ по сбору большого количества данных. Усложняет проблему состояние и возраст основного электротехнического оборудования, распределенное территориальное расположение электроустановок и, как правило, отсутствие каналов связи.

 

Особо необходимо отметить, что должна быть разработана четкая структурная схема системы, определены функции, задачи и взаимодействие всех ее составляющих. Эффект резко падает, когда выбирается оборудование или не полностью имеющее необходимые функции для выполнения задач конкретного узла, или наоборот выбирается оборудование, дублирующее эти возможности. В настоящее время появляется все больше средств для реализации систем автоматизации, совмещающие несколько функций, что ранее казалось бы несовместимым.

 

К примеру, из наиболее простых устройств, можно привести счетчики учета электроэнергии типа СЭТ, которые имеют возможность не только передавать большой пакет данных по параметрам работы ЭТО, но и регистрировать дискретные события. К наиболее сложным изделиям относится многофункциональный контроллер регистрации автоматики и управления электроустановками «БРКУ-2.0» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». Этот контроллер способен выполнять все задачи по контролю параметров, регистрации аварийных событий, регулирования, автоматики и управления не только ячейкой 110 кВ и выше с выключателем и трансформатором, но и секцией 6/10 кВ или всем распределительным устройством в целом.

Какое оборудование внедрять,  и на каком этапе — это и является наиболее сложной задачей. На наш взгляд, порядок решения должен быть примерно следующим: Всегда необходимо начинать с изучения технологии производства предприятия (технология управления ЭТО везде одинакова), с целью  выявления проблемных мест и начинать с их решения в части энергетики.

Среди всех систем автоматизации, наибольший приоритет должен отдаваться техническому учету электроэнергии. Только технический учет электроэнергии в составе системы телемеханики дает наибольший экономический эффект. Замена существующего счетчика, или установка нового с функцией телемеханики, объединение их локальной вычислительной сетью, на первом этапе позволит получить достоверные данные для расчета удельных расходов электроэнергии. А в последующем, функция телемеханики позволит вывести параметры работы электроустановки на мнемосхему, т.е. вести удаленный контроль режима работы электрический сети предприятия во всех основных точках. На этом этапе важно выбрать соответствующее программное обеспечение верхнего уровня системы автоматизации (SCADA), позволяющее решать все поставленные задачи не только первого этапа, но и при реализации последующих этапов. Аппаратно данное программное обеспечение должно иметь возможность располагаться как на выделенных серверах системы автоматизации электроустановок, так и на существующих серверных массивах предприятия. Наиболее сложной в реализации первого этапа является выполнение каналов связи между электроустановкой и центром сбора данных, а наиболее сложный технически – выбор и установка серверов, SCADA программы сервера и автоматизированных рабочих мест (АРМ). Не всегда, на первом этапе работы, получается «просчитать» назначение, место установки и количество АРМ. Поэтому SCADA программа должна быть гибкой и иметь широкие функциональные возможности для решения различных задач автоматизации.

Принимая к сведению, что интерфейс технического учета электроэнергии может не соответствовать интерфейсу коммерческого учета электроэнергии, и типовые требования к нему отсутствуют, SCADA программа должна иметь возможность создавать архив показаний счетчиков учета электроэнергии, иметь возможность обрабатывать и формировать отчеты по произвольной форме, определяемой конкретными требованиями конкретного предприятия.

Пример структурной схемы автоматизации управления электроснабжением предприятия показан на рисунке 1.

Рис. 1. Общая структурная схема

В таблице 1 показан вариант разбивки на этапы выполнения полного объема автоматизации управления схемой электроснабжения промышленного предприятия с требованием реализации всех основных функций автоматизированного и автоматического управления, включая передачу данных системному оператору энергосистемы (СОТИ АССО), применительно к структурной схеме, приведенной на рис.1.

Для решения на первом этапе задачи технического учета электроэнергии, минимальное требование к верхнему уровню – сервер, автоматизированное рабочее место инженера (АРМ) и SCADA программа для работы с показаниями счетчиков. SCADA программа должна иметь модульную структуру и функционально расширяться с каждым этапом. Это позволит разнести во времени по этапам внедрения затраты на дорогостоящее технологическое программное обеспечение сервера и АРМ.

Таблица 1

Этапы и очередность внедрения автоматизации

№ п/п	Наименование оборудования или функции	Этапы автоматизации
1	Сервер системы автоматизации	1
2	СКАДА-НЕВА технологическое программное обеспечение: Базовый пакет ПО ОРС - калькулятор ОРС - сервер НЕВА-Телемеханика	1	2	3	4
3	Сервер времени	1
4	АРМ дежурного	1		3
5	АРМ инженера (АРМ руководителя)	1
6	ЛВС  каналы передачи данных, ЛВС Ethernet	1
7	РДУ  передача данных СОТИ АССО				4
8	Счетчики учета ЭЭ с функцией телемеханики	1
9	МП РЗА  микропроцессорные защиты		2
10	МИП  микропроцессорные измерительные преобразователи			3
11	РАС регистраторы аварийных событий				4
12	ККЭ прибор контроля качества электроэнергии				4
13	Управление выключателями с АРМ дежурного					5
14	Противоаварийная автоматика						6

В состав разработанного НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» программного обеспечения «СКАДА-НЕВА» входят модули отображения данных нормального режима в виде мнемосхем, таблиц и графиков, модули для управления коммутационным оборудованием, сигнализации о различных событиях в системе электроснабжения, передачи данных на сервер системы предприятия, а так же в РДУ по протоколу МЭК 60870-5-101/104. Архивирование всех данных на сервере, работа с запросами выдача отчетов выполняется как по данным учета электроэнергии, так и по данным режима работы электроустановок.

Сервер и ПО «СКАДА-НЕВА» вводятся в работу с получением данных с первой электроустановки. В дальнейшем, наращивание количества сигналов не представляет большой сложности. На каждом этапе увеличивается объем получаемой информации и вводятся новые функции. ПО «СКАДА-НЕВА» способно работать не только с устройствами из состава ПТК «НЕВА, но и с различными измерительными преобразователями, счетчиками, устройствами РЗА и прочим оборудованием от других производителей. Разбивка на функционально законченные модули ПО «СКАДА-НЕВА» создает основу для возможности поэтапно выстраивать на базе программно-технического комплекса «НЕВА» систему диспетчеризации электроснабжения промышленного предприятия, при осуществлении крупных задач обойтись минимумом оборудования, за счет последовательного включения в нее всех объектов электрохозяйства.

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 задачи по учету и контролю параметров других энергоносителей: газ, вода, тепло и т.д.

Предлагаемые 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).

Авторы:

Долгих Н.Е., технический директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

Бабадеев В.В., исполнительный директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».