Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС "Ухтинская"

Аннотация



В дипломном проекте разрабатывается автоматизированная система управления энергохозяйством Сосногорского ЛПУМГ, разработана ее информационная структура. Разработана интегрированная автоматизированная система управления энергоснабжением для КС-10 и КС «Ухтинская» на базе программно-технического комплекса MicroSCADA. Разработана автоматизированная системы управления электроснабжением КС-10. Рассмотрены вопросы технического и коммерческого учета электроэнергии. Произведен расчет защит и проверка электрических аппаратов для ЦРП-10 кВ. Рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта. Произведен анализ промышленных шин для систем автоматизации. Произведен расчет экономического эффекта от внедрения автоматизированной системы управления электроснабжением КС-10.


The Annotation



In the degree project is developed the automated management system of a power facilities Sosnogorskogo LPUMG, its information structure is developed. The integrated automated management system of power supply for КС-10 and КС "Uhtinskaja" is developed on the basis of programmatic engineering complex MicroSCADA. It is developed automated management systems of electrosupply КС-10. Questions of the technical and commercial account of the electric power are considered. Calculation of protection and check of electric devices for central distributive substation 10 kV is made. Safety issues and ecological compatibility of the project are considered. The analysis of industrial trunks for systems of automation is made. Calculation of economic benefit of introduction of the automated control system by electrosupply КС-10 is made.


Содержание



Введение

1. Разработка автоматизированной системы управления энергохозяйством Сосногорского ЛПУМГ

1.1 Разработка информационной структуры автоматизированной системы управления энергохозяйством

1.1.1 Необходимость создания АСУ-Э

1.1.2 Структура и функции внедряемой АСУ-Э

1.1.2.1 Подсистема АСУ-ЭС

1.1.2.2 Подсистема теплоснабжения (САУ Т) 

1.1.2.3 Подсистема водоснабжения (САУ В) и канализационно-очистных сооружений (САУ КОС) 

1.1.3 Разработка интегрированной автоматизированной системы управления энергоснабжением для КС-10, КС «Ухтинская» 

1.1.3.1 Разработка верхнего уровня АСУ-Э

1.1.3.2 Построение верхнего уровня АСУ-Э на базе программно-технического комплекса MicroSCADA

1.2 Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС «Ухтинская» 

1.2.1 Цель создания АСУ-ЭС

1.2.2 Краткая характеристика объектов автоматизации

1.2.3 Основные функции АСУ-ЭС

1.2.4 Разработка верхнего уровня АСУ-ЭС

1.3 Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС-10

1.3.1 Цель создания АСУ-ЭС

1.3.2 Автоматизация ЦРП-10 кВ 

1.3.3 Автоматизация КТП-10/0,4 кВ 

1.3.4 Верхний уровень АСУ-ЭС 

1.4 Разработка автоматизированной системы комплексного учета энергоресурсов 

1.4.1 Технический учет

1.4.2 Коммерческий учет 

1.5 Разработка автоматизированной системы управления КТПСН

1.5.1 Описание автоматики работы КТПСН

1.5.2 Реализация автоматического включения резерва (АВР) 

1.5.3 Система сбора данных и диспетчерского управления КТПСН

1.6 Расчет защит и проверка электрических аппаратов для ЦРП-10 кВ

2. Анализ промышленных шин для систем автоматизации

3. Расчет экономического эффекта от внедрения автоматизированной системы управления электроснабжением КС-10 

4. Безопасность и экологичность проекта 

4.1 Задачи в области безопасности жизнедеятельности 

4.2 Потенциально опасные и вредные факторы влияющие на человека и окружающую среду 

4.3 Охрана труда

4.4 Возможные чрезвычайные ситуации на компрессорной станции

4.5 Охрана окружающей среды

4.6 Расчет заземления ЦРП-10 кВ

Заключение

Библиографический список

Приложение


Введение



В настоящее время на предприятиях добычи, транспорта, хранения, переработки газа появляется необходимость в автоматизации систем, не относящихся к основной технологии. К таким системам относится система энергоснабжения. В дипломном проекте разрабатывается автоматизированная системы управления энергоснабжением (АСУ-Э) Сосногорского ЛПУМГ.

АСУ-Э является интегрированной системой, состоящей из подсистем автоматизированного контроля и управления электроснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, канализационно-очистными сооружениями. АСУ-Э создается на базе системы MicroSCADA разработанной компанией АББ «Автоматизация». Выбор именно этой системы связан с тем, что данный программно-аппаратный комплекс является специализированным для построения систем сбора данных и диспетчерского управления распределенными энергетическими объектами. Компания имеет опыт по успешному внедрению таких систем в России.

В результате оснащения энергообъектов системами автоматизации, микропроцессорными средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигается существенный экономический эффект за счет оптимизации режимов производства, передачи, распределения и потребления энергии, предотвращения аварийных ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения.

Благодаря внедрению АСУ-Э достигается:

снижение риска повреждения оборудования и травматизма персонала за счет автоматизации контроля состояния оборудования и диспетчерского управления;

снижение эксплуатационных затрат и продление срока службы оборудования за счет автоматизации контроля ресурса оборудования, полноценной паспортизации;

снижение затрат на содержание персонала за счет внедрения технологий автоматического управления и малообслуживаемой техники;

более рациональное использование энергоресурсов за счет автоматического контроля, учета и анализа энергопотребления, использование оптимальных стратегий управления.

Особое место в АСУ-Э занимает АСУ электроснабжением (АСУ-ЭС), которая характеризуется специальными требованиями, связанными с быстродействием, помехозащищенностью, единым временем и другими особенностями. 

Для АСУ систем электроснабжения требуется высокое быстродействие на основных уровнях управления, адекватное скорости процессов, протекающих в электрических сетях. Это необходимо для осуществления релейной защиты и противоаварийной автоматики, осциллографирования быстрых аварийных переходных процессов и развития аварий, регистрации последовательности срабатывания защит. Поэтому в современных АСУ-ЭС устройства ввода информации обеспечивают дискретизацию измерений режимных параметров с периодичностью опроса на более 1 мс и такую же разрешающую способность при регистрации дискретных сигналов. Суммарная длительность полного цикла опроса, обработки и визуализации всей режимной информации о состоянии объекта на его пункте управления для обеспечения необходимой реакции оператора не превышает 1 с.

Для АСУ ТП остальных объектов энергоснабжения, управляющих сравнительно медленными тепломеханическими процессами, такое быстродействие не требуется.

Экономические аспекты автоматизации электроснабжения (по данным компании АББ):

Диспетчеризация управления энергообъектами с помощью АСУ электроснабжения дает экономию потребляемой электроэнергии за счет автоматического контроля и правильного планирования максимума нагрузки. Опыт применения автоматизации учета электроэнергии показывает, что заявляемая предприятие мощность и оплата за электроэнергию снижается на 4-6%.

Применение высокоточных счетчиков электроэнергии позволяет сэкономить 0,5-1% средств при расчетах с энергосбытовым предприятием.

Уменьшение числа кабельных связей в системе ведет к снижению капитальных затрат на оборудование до 10%.

Автоматическое диагностирование режимов работы оборудования, отслеживание выработки ресурса и соответственно своевременность ремонтных работ, ведет к увеличению срока службы оборудования, снижению аварийности и затрат на ремонтные работы до 10%.

Снижение трудозатрат на обслуживание микропроцессорной техники, постоянная самодиагностика системы, приводят к снижению количества обслуживающего персонала и экономии фонда заработной платы на 5-10%.

Снижение потерь от повреждения оборудования за счет предупреждения аварийных ситуаций, получения своевременной и полноценной информации для автоматических или ручных переключении при локализации или восстановлении энергоснабжения.


1. Разработка автоматизированной системы управления энергохозяйством Сосногорского ЛПУМГ



1.1 Разработка информационной структуры автоматизированной системы управления энергохозяйством



1.1.1 Необходимость создания АСУ-Э

Автоматизированной системы управления энергохозяйством (АСУ-Э) является частью информационно-управляющей системы объектами энергетики (ИУС-Э). Эта система предназначена для комплексного автоматизированного управления установками энергообеспечения производственных объектов ОАО «Газпром».

ИУС-Э является подсистемой информационно-управляющей системы ОАО «Газпром» [1] и предприятий добычи, транспорта, хранения, переработки газа, функционально распределённой по всем уровням ОСОДУ (отраслевая система оперативно-диспетчерского управления).

Нижним уровнем ИУС-Э являются автоматизированные системы управления объектами энергообеспечения (АСУ-Э) технологических объектов предприятий добычи, транспорта, хранения и переработки газа. 

ИУС-Э должна обеспечивать реализацию следующих основных функций:

определение потребности в энергоресурсах и планирование норм расхода энергоресурсов по видам деятельности предприятия;

управление и контроль производства, распределения и потребления энергоресурсов;

		учет получаемых, производимых и потребляемых топливо 

 

энергетических ресурсов (ТЭР);

		анализ расхода энергоресурсов и затрат на их производство;

		организация и управление техническим обслуживанием и ремонтом энергетического оборудования;

		контроль за ходом строительства и реконструкций энергетических объектов;

		паспортизация энергетического оборудования;

		диагностика энергетического оборудования;

		информационное обеспечение производства;

		ведение баз данных.

ИУС-Э распределена по уровням ОСОДУ следующим образом:

		уровень ОАО «Газпром» (первый уровень ОСОДУ);

		уровень предприятия (второй уровень);

		уровень подразделения (третий уровень);

		уровень объекта (четвертый уровень) – АСУ-Э.

Целью создания ИУС-Э является:

		повышение оперативности управления и качества энергообеспечения;

		быстрая ликвидация ненормальных, аварийных и послеаварийных режимов в энергообеспечении;

		снижение непроизводственных расходов и потерь топливно-энергетических ресурсов;

		технический и коммерческий учет всех видов энергоресурсов;

		ведение диагностики и паспортизации оборудования.

Достижение поставленных целей и задач должно осуществятся за счет:

		применения систем автоматического контроля и регулирования режимов работы и противоаварийной защиты оборудования всех объектов энергообеспечения на базе использования современных сертифицированных средств РЗА, КИПиА, микропроцессорных средств автоматизации и распределенных управляющих программно-технических комплексов с высокой эксплуатационной надежностью;

		автоматического информационного обеспечения оптимизации режимов энергопотребления;

		использование унифицированных средств и систем автоматизации, программно-технических комплексов и интерфейсов взаимодействия уровней управления;

		оптимизация структуры программно-технических средств (ПТС), исключающей избыточность технических средств, снижающей затраты кабельной продукции и трудоемкость технического обслуживания оборудования систем управления.



1.1.2 Структура и функции внедряемой АСУ-Э

Разрабатываемая автоматизированная система представляет собой интегрированную систему управления энергоресурсами компрессорной станции, состоящую из следующих подсистем:

			подсистема АСУ электроснабжения (АСУ-ЭС),

				подсистема САУ теплоснабжения (САУ Т),

			подсистема САУ водоснабжения (САУ В),

			подсистема САУ канализационно-очистных сооружений (САУ КОС).

			автоматизированная система комплексного учета энергоресурсов (АСКУ-ЭР).

Деление на подсистемы обусловлено разным характером решаемых задач, территориальной разобщенностью объектов, разной скоростью обработки информации и определяется конкретной технологией управления объектов нижнего уровня.

АСУ-Э компрессорной станцией создается на промплощадках КС-10 и КС «Ухтинская», и предназначена для автоматизации следующих объектов:

		электростанции собственных нужд (ЭСН), расположенной на площадке КС «Ухтинская»;

		распределительные устройства (ЗРУ, КРУ);

		комплектные трансформаторные подстанции (КТП);

		аварийные дизельные электростанции (АДЭС);

		системы постоянного тока 220 В и 24 В;

			объекты теплоснабжения;

		объекты водоснабжения;

		объекты водоотведения.



1.1.2.1 Подсистема АСУ-ЭС

Характеристика системы электроснабжения

Главная схема внутреннего электроснабжения состоит из понизительной подстанции 110/35/10 кВ и подстанций 10/0,4 кВ связанных электрической сетью. Понизительной подстанции 110/35/10 кВ находится на балансе АЭК «Комиэнерго», а граница обслуживания установлена на разъединителях между понижающими трансформаторами 110/10 и ЗРУ-10 кВ.

В состав ЭСН входит комплекс сооружений, подстанций связи с энергосистемой, ЗРУ-10 кВ, КТП собственных нужд, блоки турбогенераторов, система постоянного оперативного тока.

ЗРУ-10кВ укомплектованы вакуумными выключателями серии LF и устройствами цифровой релейной защиты Sepam 2000, установленные в шкафах MCset.

Подстанции КТП-10/0,4 кВ предназначены для питания собственных нужд объектных электроприемников и вспомогательных электроустановок. Для особо ответственных электроустановок КТП-10/0,4 кВ выполняют с тремя источниками питания, два от трансформаторов, работающих в режиме неявного резерва, и один – от аварийного дизель-генератора. Эти подстанции оборудованы местными устройствами защиты и автоматики.

Щит постоянного тока (ЩПТ) состоит из набора распределительных панелей оперативного тока, аккумуляторной батареи, зарядных агрегатов, устройств защиты, автоматики и сигнализации.

Источником оперативного тока для питания цепей защиты, автоматики, управления и приводов выключателей являются аккумуляторные батареи =220В, оснащенные устройствами подзаряда от сети переменного тока 0,4 кВ. В некоторых случаях для защиты и автоматики применяется переменный и выпрямленный оперативный ток, получаемый от комбинированных устройств питания от трансформаторов тока, напряжения и других источников.

Для повышения надежности электроснабжения все схемы внутреннего электроснабжения делятся на две независимые подсистемы, взаиморезервируемые на разных ступенях напряжения с помощью устройств АВР. Ответственные электродвигатели и электроприемники, имеющие технологическое резервирование, подключаются к разным подсистемам и также снабжаются технологическими АВР. Ответственные электроприемники, не имеющие технологического резервирования, имеют два ввода питания от разных подсистем и также снабжены устройствами АВР.

Основные функции АСУ-ЭС

Основные функции подсистемы АСУ-ЭС, для объектов оснащенных цифровыми терминалами РЗА (для ЦРП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ):

		формирование на дисплее оператора мнемосхемы электроснабжения с отображением наиболее важных параметров;

		дистанционное управление выключателями главной электрической схемы напряжением выше 1000 В (ЦРП-10 кВ) и выключателями питания КТП-10/0,4 кВ собственных нужд (вводными, секционными, аварийного питания);

		дистанционное управление пуском и остановом аварийных дизельгенераторов;

		контроль действий оператора при выполнении оперативных переключений;

		проверка достоверности входной информации;

		релейная защита шин распредустройств и отходящих присоединений в объеме Правил устройств электроустановок, руководящих указаний по релейной защите и директивных материалов по эксплуатации энергосистем; 

		обработка, регистрация и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой форме;

		предупредительная и аварийная сигнализация о неисправностях устройств защиты и автоматики нижнего уровня;

		регистрация последовательности срабатывания защит и противоаварийной автоматики;

		ведение во всех контроллерах единого времени, привязанного к астрономическому (к Государственной Шкале Единого Времени U.T.C.);

		регистрация даты и времени аварийных и предупредительных сигналов с присвоением метки времени;

		контроль режима аккумуляторной батареи, параметров сети постоянного тока;

		дистанционное изменение уставок и конфигурации цифровых терминалов релейной защиты и автоматики;

		обработка информации, получаемой от цифровых терминалов и блоков УСО, в том числе регистрация пусков защит и автоматики, а также значений контролируемых параметров (токов, напряжений, частоты, мощности и др.) в момент пуска защит и в момент срабатывания защит с присвоением метки времени;

		технический учет электроэнергии, формирование информации о потреблении электроэнергии;

		передача информации о расходе электроэнергии в энергоучетную организацию;

		контроль качества электроэнергии;

		работа с архивными файлами;

		диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ-ЭС;

		поддержка удаленного доступа к системе;

		формирование базы данных, суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива;

		передача на верхний уровень необходимой информации о состоянии системы электроснабжения и расходе электроэнергии.



1.1.2.2 Подсистема теплоснабжения (САУ Т)

Характеристика системы теплоснабжения

Для теплоснабжения объектов используют утилизаторы и водогрейные котельные установки. Топливом для котельных является природный газ.

Тепловые сети состоят из систем трубопроводов прямой, обратной и подпиточной воды, объединяющих котельные, утилизаторы тепла и потребителей, а также сетевых, утилизационных и подпиточной насосов с электроприводом, задвижек с дистанционным и ручным управлением.

Для заполнения и подпитки тепловых сетей используется вода из хозяйственно-бытового водопровода. Для подготовки сетевой воды предусматривается система химводоподготовки.

Котельные оборудованы системами учета тепловой энергии, газа, холодной и горячей воды. Котлы-утилизаторы оборудованы местной автоматикой поддержания заданного режима и защитой от аварийных режимов, которая входит в состав автоматики ГПА. Котельные оборудуются системами охранной и пожарной сигнализации, а также системой контроля загазованности.

Основные функции САУ Т

Подсистема теплоснабжения должна реализовывать следующие функции:

		формирование на дисплее оператора мнемосхемы теплосети с обозначением рабочих и резервных насосов, котлов, потребителей и другого, а также положения главных задвижек;

		отображение на мнемосхеме наиболее важных параметров (температуры,

 давления и расхода прямой и обратной сетевой воды, подпиточной воды, температуры и давления в разных точках теплосети);

		отображение на мнемосхеме расположения и состояния местных устройств автоматики котлов, насосов и тепловых сетей;

		аварийная и предупредительная сигнализация возникновения аварийных и ненормальных режимов;

		контроль наличия напряжения на сборках 0,4 кВ котельной и положения вводных выключателей;

		дистанционное управление дымососами и дутьевыми вентиляторами;

		дистанционное управление сетевыми и подпиточными насосами;

		дистанционное управление задвижками с электроприводом, клапанами подачи топливного газа и клапанами-отсекателями;

		дистанционное управление пуском и остановом котельных агрегатов и их производительностью;

		дистанционное управление приточной и вытяжной вентиляцией, сигнализация положения её элементов;

		обработка, регистрация и вывод на экран оператора информации о событиях в текстовой (табличной) форме;

		предупредительная сигнализация о неисправностях устройств локальной автоматики нижнего уровня;

		регистрация событий, предупредительных и аварийных сигналов с присвоением метки времени;

		учет потребляемого газа и выработанного тепла;

		учет расхода прямой и обратной сетевой воды, а также подпиточной воды;

		формирование базы данных, ведение суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива;

		работа с архивными файлами;

		диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения;

		распределение и вывод перечисленной выше информации на экран рабочих мест, получение твердой копии на принтерах рабочих мест;

		передача на уровень АСУ-Э информации о расходе газа, выработанном тепле, расходах и температурах прямой и обратной сетевой воды.

Система автоматического управления теплоснабжением должна функционировать в реальном масштабе времени во всех эксплуатационных режимах работы системы теплоснабжения.

Для решения указанных задач на нижнем уровне должны предусматриваться:

		локальные устройства местной автоматики и защиты котельных агрегатов с последовательным интерфейсом для сопряжения с верхним уровнем;

		устройства сопряжения с объектами (УСО) для приема дискретных и аналоговых сигналов и передачи управляющих команд с последовательным интерфейсом для сопряжения с верхним уровнем.

Состояние устройств технологической защиты тепловых сетей должно транслироваться в САУ Т. К таким устройствам относятся регуляторы давления, редукционные и предохранительные клапаны, клапаны подпора и рассечки сетей на гидравлически изолированные зоны и другие устройства, препятствующие нарушению теплового и гидравлического режима сети и систем теплопотребления.

Состояние устройств технологической автоматики тепловых сетей должно транслироваться в САУ Т. К таким устройствам относятся местные регуляторы давления, температуры, расхода, устанавливаемые в узловых точках тепловых сетей.

Все механизмы и устройства, включенные в контур САУ Т, должны иметь возможность местного управления, местные устройства сигнализации положения и переключатель «местное управление – дистанционное управление».

Для полностью автоматизированных установок теплоснабжения небольшой сложности допускается выполнять упрощенные САУ Т с передачей основных параметров и основных предупредительных и аварийных сигналов на уровень ДП по каналам телемеханики или контрольным кабелям.

Должен быть предусмотрен поочередной или поочередно-групповой самозапуск ответственных электродвигателей (дутьевых вентиляторов, сетевых и подпиточных насосов) после кратковременных перерывов электроснабжения и их отключение после перерыва питания недопустимой по технологии длительности. Для обеспечения вентиляции котлов и предотвращения образования взрывоопасной концентрации газа дымососы должны участвовать в самозапуске независимо от длительности перерыва питания.

Сетевые и подпиточные насосы должны быть оборудованы устройствами АВР с действием по снижению давления и при отключении пускателя электродвигателя.



1.1.2.3 Подсистема водоснабжения (САУ В) и канализационно-очистных сооружений (САУ КОС)

Характеристика системы водоснабжения и канализационно-очистных сооружений

Источниками водоснабжения являются 4 артезианские скважины. Насосная станция первого подъема подает воду со скважин на станцию обезжелезивания, с которой вода поступает в два резервуара. С резервуаров вода распределяется потребителям по системе трубопроводов. В системе водоснабжение предусматривается учет расхода воды.

Для отведения промышленных, дождевых и хозбытовых стоков предусматривается система канализационно-очистных сооружений, состоящих из системы трубопроводов сбора стоков, канализационных насосных станций, канализационно-очистных и водоочистных сооружений разной конструкции со сбором условно чистых стоков отвечающих нормам предельно-допустимых сбросов. Указанные системы оборудуют местными устройствами автоматики, обеспечивающими непрерывность процесса очистки и сброса очищенных сточных вод (АВР насосов, контроль уровней в резервуарах, сигнализация и др.)

Основные функции систем САУ В

Подсистема должна реализовывать следующие функции:

		формирование на дисплее оператора мнемосхемы систем водоснабжения и КОС с указанием рабочих и резервных насосов, положения главных задвижек, изображением емкостей, резервуаров, фильтров и другого оборудования;

		отображение на мнемосхеме наиболее важных параметров (давлений и температуры воды в узловых точках системы, расхода воды, уровней и температуры воды в резервуарах, перепадов давлений в фильтрах мехочасти);

		отображение на мнемосхеме расположения и состояния местных устройств автоматики;

		аварийна и предупредительная сигнализация возникновения аварийных и ненормальных режимов (отключение насосов, снижение давления, пререполнение емкостей и др.);

		контроль наличия напряжения на сборках 0,4 кВ насосных станций и положения вводных выключателей;

		дистанционное управление насосами (пожарные насосы должны включаться кнопками непосредственно с ДП КС или расположенными на территории объекта помимо САУ В);

		дистанционное управление задвижками с электроприводом;

		сигнализация положения элементов приточной и вытяжной вентиляции;

		обработка, регистрация и вывод на экран оператора информации о событиях в текстовой (табличной) форме;

		предупредительная сигнализация о неисправностях устройств локальной автоматики нижнего уровня;

		регистрация событий, предупредительных и аварийных сигналов с присвоением метки времени;

		учет расхода воды и стоков;

		формирование базы данных, ведение суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива;

		работа с архивными файлами;

		диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения;

		распределение и вывод перечисленной выше информации на экран рабочих мест, получение твердой копии на принтерах рабочих мест.

Все механизмы и устройства, включенные в контур САУ, должны иметь возможность местного управления, местные устройства сигнализации положения и переключатель «местное управление – дистанционное управление».

Для полностью автоматизированных установок водоснабжения и КОС небольшой сложности допускается выполнять упрощенные САУ с передачей основных параметров и основных предупредительных и аварийных сигналов на уровень ДП по каналам телемеханики или контрольным кабелям.

Должен быть предусмотрен поочередной или поочередно-групповой самозапуск ответственных электродвигателей насосов водоснабжения и КОС после кратковременных перерывов электроснабжения и их отключение после перерыва питания недопустимой по технологии длительности. Пожарные насосы должны участвовать в самозапуске независимо от длительности перерыва питания.

Насосы водоснабжения и КОС должны быть оборудованы устройствами АВР с действием по снижению давления или снижению (повышению) уровня и при отключении пускателя электродвигателя.



1.1.3 Разработка интегрированной автоматизированной системы управления энергоснабжением для КС-10, КС «Ухтинская»



1.1.3.1 Разработка верхнего уровня АСУ-Э

Автоматизированная система управления энергоснабжения разработанная в дипломном проекте создается для управления энергохозяйством КС-10 и КС «Ухтинская». Для реализации предложенной системы создаются диспетчерские пункты и АРМы (рабочие станции):

диспетчерская N1 АСУ-Э, располагающаяся в ДП КС (КС-10);

диспетчерская N2 АСУ-ЭС, располагающаяся в здании ЭРМ (КС-10);

АРМ оператора водопроводных сетей, располагающийся на станции обезжелезивания;

АРМ оператора котельной, располагающийся в здании котельной;

АРМ оператора КОС;

диспетчерская N3 АСУ-ЭС, располагающаяся в здании ЭСН (КС «Ухтинская»);

диспетчерская N4 АСУ-ТТ, располагающаяся в здании ЭСН (КС «Ухтинская»).

Интегрированная автоматизированная системы управления энергоснабжением КС-10, КС «Ухтинская» представлена на выносном листе 1.

Диспетчерская N1 является самым верхним уровнем автоматизированной системы управления энергоснабжения. В состав диспетчерской АСУ-Э входят следующие АРМы:

АРМ главного оператора электроснабжения, в функции которого входит контроль состояния электроснабжения КС-10 и КС-Ухтинская, согласование работы диспетчерской N1, N2 и N3. Оператор принимает решения по координации работы диспетчерских при ненормальных или аварийных режимах работы электроснабжения и отвечает за обеспечение непрерывного электроснабжения основного технологического процесса. Также через АРМ главного оператора производится опрос счетчиков АСКУЭ. На АРМе должна отображаться информация о состоянии главной семы электроснабжения 10 и 0,4 кВ с возможностью управления выключателями 10 кВ, главными выключателями КТП 0,4 кВ, АДЭС. В функции главного оператора также входит контроль и ограничение действий подчиненных ему АРМов.

АРМ оператора ТВС, в функции которого входит контроль и управление системой тепло- водоснабжения и канализации, согласование работы АРМа оператора водопроводных сетей, АРМа оператора котельной, АРМа оператора КОС. На АРМе должна отображаться информация о технологических сетях и объектов ТВС (в том числе по утилизаторам и котельной).

Диспетчерская N2 отвечает за электроснабжение КС-10 и состоит из следующих АРМов:

АРМ оператора управления системой электроснабжения, предназначен для оперативного управления системой электроснабжения.

АРМ инженера-релейщика, предназначен для текущего обслуживания цифровых терминалов РЗА, анализа и разбора аварий, вызова осциллограмм, программирования терминалов;

АРМ инженера-программиста, совмещенная с сервером (в составе базового компьютера) – предназначена для общего сопровождения системы, обеспечения ее работы в нормальном режиме и технического обслуживания системы.

АРМ оператора водопроводных сетей контролирует работу системы автоматического управления водоснабжения (САУ В). К объектам подсистемы САУ В относятся: артезианские скважины (4 шт.), насосная 1-го подъема, станция обезжелезивания, насосная 2-го подъема, насосная 3-го подъема, внутриплощадные и внеплощадные сети водоснабжения.

АРМ оператора котельной контролирует работу системы автоматического управления теплоснабжения (САУ Т). К объектам подсистемы САУ Т относятся: утилизационные установки, котельная, теплофикационная насосная станции (ТНС-1, ТНС-2), внутриплощадные и внеплощадные сети теплоснабжения.

АРМ оператора КОС контролирует работу системы автоматического управления канализационно-очистных сооружений (САУ КОС). К объектам подсистемы САУ КОС относятся канализационные насосные станции (КНС), внутриплощадные и внеплощадные сети канализации.

Описание диспетчерских N3, N4, располагающихся в здании ЭСН КС «Ухтинская» приводится в п.р. 1.2.



1.1.3.2 Построение верхнего уровня АСУ-Э на базе программно-технического комплекса MicroSCADA

В дипломном проекте предлагается создать автоматизированную систему управления энергоснабжением на базе технологии MicroSCADA разработанной фирмы АББ «Чебоксары». Специализированная система MicroSCADA представляет собой многофункциональную открытую программно-аппаратную среду для построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами энергетического назначения.

Выбор именно этой системы основывается на следующем: данная система удовлетворяет современным требованиям, предъявляемым к автоматизации энергообъектов, система основана на современных программно-технических средствах, фирма производитель имеет многолетний опыт по внедрению таких систем. Система MicroSCADA является модульной и открытой во всех отношениях. Такая структура имеет множество достоинств:

Система может быть создана из небольших приложений и затем, при необходимости, постепенно расширена.

Возможно использование компьютеров разных поколений и различной конфигурации.

Все компьютеры имеют одинаковый пользовательский интерфейс, 

который существенно облегчает расширение системы.

Новые функции добавляются оперативно, при помощи языка высокого уровня (режим on-line).

Связь с внешним программным обеспечением проста, благодаря понятной спецификации интерфейса.

Система может интегрироваться с терминалами РЗА (например с Sepam 2000), что позволяет автоматизировать ЦРП-10 кВ используя только один контроллер RTU-211.

Компоненты системы MicroSCADA делятся на следующие основные категории:

базовые системы;

устройства связи NET;

Интерфейс Человек-Машина (Man-Machine Interface=MMI).

Базовые системы

Задача базовой системы может быть кратко изложена следующим образом: Система собирает из устройств связи с процессом в базу данных процесса все данные о процессе посредством устройств связи NET. Следовательно, база данных процесса (БДП) отражает процесс в реальном времени. Затем собранная информация распространяется дальше, например, для Интерфейса Человек-Машина (MMI), архивации, расчетов, печати и дальнейшей передачи в другие системы. Таким же образом команды управления, инициируемые, например, оператором из MMI, автоматической функцией или другой системой, посылаются в устройства связи с процессом из БДП посредством устройств связи NET.

К базовым системам в разрабатываемой АСУ-Э относятся:

базовый компьютер, расположенный в шкафу сервера АСУ-ЭС в диспетчерской N2;

базовый компьютер, расположенный в шкафу сервера АСУ-ЭС в диспетчерской N3;

базовый компьютер, расположенный в диспетчерской N4;

базовый компьютер, расположенный в диспетчерской N1.

АРМ оператора водопроводных сетей, располагающийся на станции обезжелезивания;

АРМ оператора котельной, располагающийся в здании котельной;

АРМ оператора КОС.

В состав базовых компьютеров включены устройства связи NET. Физически представляющие собой платы с ISA-шиной, DCP386i производимые фирмой Emulex. Платы имеет собственный Intel-процессор. Связь плат с шиной SPA осуществляется по интерфейсу RS-232. К шине SPA подключаются устройства связи с процессом (такие как: терминалы РЗА Sepam 2000, контроллеры RTU-211). Системы с SPA-шинами строго базируется на отношениях “ведущий-ведомый” между устройствами на уровне ячеек, такими как контроллеры RTU-211, и ведущим DCP-NET с шиной SPA. Физическая структура шины SPA представляет собой опто-волоконный контур. Один SPA-контур (петля) подключается к одной линии в DCP-NET. Несколько SPA-петель могут работать параллельно. Количество ведомых устройств с протоколом SPA, рекомендуемое для каждого контура, зависит от требований к характеристикам. Для обеспечения более высокого быстродействия всей системы в контур будем включать по 5 ведомых устройств.

	Все АРМы, базовые системы и принтеры событий верхнего уровня АСУ-Э связаны с помощью локальной сети Ethernet. В качестве сетевых концентраторов используются 3Com SuperStack 3. Соединение компьютеров АРМов и базовых систем осуществляется по топологии звезда. Для связи между диспетчерскими используется сетевой мост RAD Tiny Bridge, в котором в качестве линии связи используется оптоволоконный кабель.

	Интеграция АСУ-Э с уровнем АСУ ТП осуществляется через шлюзовой компьютер, в котором происходит преобразование протоколов, так как данные в АСУ ТП передаются по протоколу MODNET. В АСУ ТП из АСУ-Э передается общая информация о состоянии энергоснабжения, а из АСУ ТП в АСУ-Э передается информация об учете тепла, расходе воды с утилизаторов.

	MicroSCADA MMI (Интерфейс Человек-Машина), состоящий из так называемых мониторов, может либо располагаться на компьютере с базовой системой, либо рассредоточиваться по локальной сети LAN посредством TCP/IP. Это используется для создания АРМов, которые используют различные мониторы и имеют разные права доступа к базе данных. Соединения с удаленными MMI выполняются с применением утилит RAS в Windows NT. Таким образом, используя мониторы, клиентский компьютер может получить необходимые для него данные. Например, с АРМа главного оператора ЭС можно получить выборку данных с базовых систем расположенных в разных диспетчерских.

	В каждой диспетчерской должен располагаться сервер печати, для фиксации оперативных, предупредительных и аварийных событий на бумаге. Выбираем сетевой принтер HP LJ 1300N.

	Доступ из базовой системы MicroSCADA к внешним базам данных возможен при помощи интерфейса SQL/ODBC. Большинство коммерческих баз данных поддерживает концепцию ‘Open Database Connectivity’ (ODBC) путем установки драйверов ODBC для Windows NT. Внешняя база данных находится в базовых компьютерах и частично (с целью резервирования) в сервере расположенном в диспетчерской N1 АСУ-Э. Для поддержки SQL/ODBC-соединения введены специфичные функции в язык программирования SCIL.

	Интерфейс базовой системы API (Application Programming Interface) обеспечивает интерфейс с высокими характеристиками для обмена данными между внешним приложением, выполненным при помощи C/C++, и базовой системой MicroSCADA.

Аппаратно-программная реализация устройств связи

Как уже было описано выше, устройства связи входят в состав базовых компьютеров. DCP-NET – это программное обеспечение, работающее со специфичным семейством плат с ISA-шиной, называемым DCP, Emulex. Задачей DCP-NET является преобразование внешних протоколов, используемых для связи с устройствами связи с процессом, такими как терминалы Sepam 2000 и RTU-211, в протокол ACP. Протокол ACP используется между узлами системы MicroSCADA, такими как базовые системы и устройства связи NET. Кроме того, DCP-NET поддерживает некоторые “ведомые” протоколы, которые могут использоваться для связи с системой верхнего уровня.

Для синхронизации системных часов к плате DCP-NET подключены приемники GPS. Точность времени в системе зависит как от точности источника времени (передатчика), так и от точности распространения синхронизации внутри системы. Поддерживаются следующие устройства и протоколы:

В разрабатываемой системе применяется только плата DCP386i с 1 MB RAM и 8 RS-232-C каналами.

Максимальная рекомендуемая скорость последовательной линии связи на плате DCP – 19,2 кбит/сек. Полная характеризуемая емкость всех плат DCP может быть оценена путем суммирования скорости бит всех последовательных линий. Сумма скорости бит не должна превышать 80 кбит/сек для платы DCP386i.

Концепция резервных фронтендов означает, что для выполнения одной задачи отводятся два автономных фронтенда с DCP-NET. Одно DCP-NET работает в оперативном режиме (on-line), другое - в режиме резервирования. Вторичное DCP-NET контролирует первичное DCP-NET. В случае нарушения нормальной работы в первичном DCP-NET, вторичное DCP-NET выполнит отмену и будет управлять переключателями линий для переключения на свои линии. Решение о переключении принимает приложение системы MicroSCADA. Функция резервирования симметрична, следовательно прежде первичное DCP-NET перейдет в режим резервирования, предварительно восстановившись и запустившись. Во время работы, некоторые событийные данные для RTU-211, использующих протокол RP570, передаются между двумя DCP-NET на событийной основе.

Стандартный пакет программного обеспечения приложения подходит для управления резервными фронтендами. Пакет поддерживает переключение как всех DCP-NET, так и одной пары DCP-NET.

В двух резервных автономных фронтендах, каждое DCP-NET должно связываться по последовательной линии для передачи данных о событиях.

Компонент системы MicroSCADA MMI (Интерфейс Человек-Машина)

Интерфейс Человек-Машина (Man-Machine Interface) системы MicroSCADA состоит из так называемых MicroSCADA-мониторов. Мониторы выдаются как окна в системе окон. MicroSCADA-монитор всегда подсоединяется к базовой системе, в которой располагаются изображения и диалоги, выдаваемые на монитор. Мониторы могут работать локально, на экране, связанном с базовым компьютером, или они могут быть распределены по локальной сети LAN. Кроме того, MicroSCADA-мониторы могут работать дистанционно, например, на терминалах, подключенных через модем к базовой системе.

Существуют две категории MicroSCADA-мониторов, а именно Visual SCIL мониторы, называемые далее VS-мониторами, и X-мониторы. X-мониторы базируются на стандарте X-Window. Графическое функционирование, поддерживаемое X-мониторами, представляет собой графические примитивы, такие как линии, окружности и прямоугольники, и OSF/Motif widget.

VS-мониторы поддерживают такие же графические примитивы, что и X-мониторы. Кроме того, VS-мониторы поддерживают согласованность графических объектов с Windows 95. Эти графические объекты, называемые Visual SCIL-объектами, представляют собой кнопки, стрелки для перелистывания страниц, спиннеры и панели меню. VS-мониторы могут работать локально, используя местный графический интерфейс Windows, или они могут быть переданы на операторские рабочие места посредством X-Window. Функционирование локальных и удаленных VS-мониторов одинаково.

Характеристики базовой системы MicroSCADA

Характеристики базовой системы в основном ограничиваются следующими факторами:

мощность центрального процессора (ЦПУ);

объем физической памяти ОЗУ;

время доступа к диску.

Для обеспечения удовлетворительных характеристик системы необходимо учитывать следующее:

Всегда, когда приложение требует интенсивных вычислений или содержит много графики, выбирается ЦПУ с высокими характеристиками. Большая скорость событий из процесса также требует ЦПУ с высокими характеристиками. Также могут использоваться многопроцессорные компьютеры для улучшения характеристик.

В разрабатываемой системе необходим достаточный объем памяти ОЗУ для большой конфигурации (например, для большого количества мониторов или большой базы данных в приложении). Несмотря на то, что Windows NT поддерживает концепцию виртуальной памяти (блоки памяти могут располагаться в ОЗУ или на диске), недостаток памяти может вызвать интенсивную перезапись блоков памяти между ОЗУ и диском и, таким образом, снизить характеристики системы.

Также в компьютере необходим диск с высокими характеристиками, если приложение включает в себя интенсивную отчетность или имеет большую скорость поступления из процесса событий, которые должны быть сохранены на диске.

Базовая система может запускать в параллельную работу несколько приложений. Несмотря на то, что в одной базовой системе можно конфигурировать до 99 локальных или внешних приложений, имеются практические ограничения из-за ограничений мощности компьютеров и виртуальной памяти. По этой же причине, количество одновременно открытых в системе MicroSCADA окон ограничивается возможными ресурсами, несмотря на то, что в одной базовой системе можно конфигурировать до 50 мониторов MicroSCADA.

На основе требований к базовым системам MicroSCADA выбираем АРМы и базовые компьютеры со следующими характеристиками:

	Операционная система: Microsoft Windows NT. 

	Дополнительное программное обеспечение: Hummingbird eXceed требуется в качестве Х-сервера для компьютера с базовой системой всякий раз, когда система включает в себя распределенный MMI. Hummingbird eXceed, инсталлированный на компьютере с базовой системой, делает более удобным процесс открытия окон системы MicroSCADA на рабочих станциях в сети LAN.

	Аппаратное обеспечение: Персональный компьютер с процессором Intel Pentium-3 1200 МГц, объем ОЗУ - 128 MB, устройство звуковой аварийной сигнализации Flytech, плата Emulex DCP (только для базовых систем), жесткий диск Maxtor 541X емкостью 10GB. Монитор 17” Samsung 753S (1280x1024-65Гц), мышь, клавиатура, CD-ROM для установки программного обеспечения, дисковод 3.5”/1.44 MB, сетевая плата 3COM 980 TX PCI.

	Аппаратная конфигурация компьютеров под АРМы и базовых компьютеров завышена, так как для нормальной работы системе MicroSCADA требуются компьютер на уровне 120 MГц Pentium процессора с объемом ОЗУ – 64 MB. Этот выбор связан с быстрым развитием компьютерных и программных средств и низкой стоимостью комплектующих. В процессе эксплуатации системы MicroSCADA возможны замены программного обеспечения на более новые версии требования к работе которых будут выше.

Нагрузка на автоматизированную систему при связи базовых компьютеров с устройствами нижнего уровня

Загрузка системы связями с процессом является существенным фактором, влияющим на характеристики системы. Время ответа обычно не зависит от количества определенных объектов. Более важным фактором является скорость поступления событий. 

Скорость непрерывно поступающих событий должна быть сохранена на таком уровне, чтобы система могла принять и выдать на экран событие. Особое внимание должно быть уделено настройке зоны нечувствительности значений аналоговых измерений, так как слишком малые зоны нечувствительности приводит к высокой непрерывной загрузке системы.

При перегрузке характеристики системы временно снижаются до уровня, ниже нормального. Система имеет некоторое количество буферных очередей для управления перегрузками. Если перегрузка сохраняется так долго, что очереди системы начинают переполняться, то ядро системы MicroSCADA будет автоматически пытаться снизить скорость входящих данных из процесса, чтобы не потерять события.

Ядро системы MicroSCADA может управлять большим количеством обновлений значений в секунду. Однако, полное выполнение зависит от действий, привязанных к обновлению, таких как печать, регистрация предыстории и т.д. Обновление объекта без сопутствующих дополнительных действий вызывает минимальную загрузку системы. Обновление объекта с прямыми парными действиями, такими как активизация аварийного сигнала, регистрация предыстории, генерация событий для обновления MMI, очередность для исполнения канала событий и т.д., вызывает более сильную загрузку системы.

Действия, выполняемые в порядке очередности, такие как исполнение канала событий и генерация печати, выполняются как фоновые (с точки зрения связи с процессом) задачи и не влияют на характеристики связи с процессом до тех пор, пока очередь не заполнена. Однако, исполнение канала событий может требовать определенного количества времени, зависящего от того, какие SCIL-программы и т.д. выполняются. Функции управления критичностью по времени не должны быть встроены в каналы событий.

Синхронизация автоматизированной системы по времени

Синхронизация системы по времени означает, что внутренние часы компонент системы (базовых систем, устройств связи NET и автономных фронтендов) синхронизируются взаимно или внешним источником времени. Как правило, погрешность внутреннего системного времени зависит от качества распространения синхронизации внутри системы. Абсолютная погрешность системного времени зависит как от внутрисистемной погрешности времени, так и от погрешности источника времени. Внешним источником времени может быть, как правило, один из следующих:

GPS (Global Positioning System), обычно используются для навигации, базирующейся на спутнике

радио передатчики для синхронизации часов, такие как DCF 77 пр-ва Frankfurt, Germany

система верхнего уровня, например, система управления сетями

В разрабатываемой системе применяем в качестве внешнего источника времени систему GPS, так как является в настоящее время надежной и широко применяемой в промышленности для получения сигналов точного времени.

Приемник GPS 166 соединяются с системой MicroSCADA по последовательному порту с DCP-NET.

Структура программного обеспечения

Программное обеспечение (ПО) в системе MicroSCADA может быть разделено на следующие уровни: операционная система, ПО платформы и ПО приложения. Для базовой системы MicroSCADA уровни могут быть более точно описаны как операционная система, ядро системы MicroSCADA и приложения системы MicroSCADA. Операционная система вместе с ядром системы MicroSCADA формируют платформу для приложений.

Операционной системой в базовой системе MicroSCADA версии 8.4.1 является Windows NT.

Ядро системы MicroSCADA является программным обеспечением платформы, которое идентично для всех инсталляций одной и той же версии системы MicroSCADA. Оно не обладает свойствами, специфичными для заказчика или специфичными для области применения. Оно предоставляет всесторонний сервис для подготовки приложений, ориентированных под требования заказчика.

Ядром является программное обеспечение реального времени для нескольких процессов. Несколько приложений системы MicroSCADA могут одновременно работать в верхней части ядра. Ядро снабжает каждое приложение структурами баз данных, механизмами управления базой данных и функциями управления файлами. Система изображений и диалогов с соответствующими инструментами является базой пользовательского интерфейса приложения. Язык программирования SCIL является ключевым сервисом, который обеспечивается ядром. SCIL-программы могут работать в изображениях, диалогах и командных процедурах и могут активизироваться, например, оператором, событиями из процесса или циклическими сигналами времени. Ядро предлагает интерфейс для программирования приложения с целью получения функций в виде отдельных программ.



1.2 Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС «Ухтинская»



1.2.1 Цель создания АСУ-ЭС

Целью разработки является создание интегрированной АСУ ТП, объединяющей в единое целое АСУ электрической и теплотехнической частей электростанции, подсистему электроснабжения объектов КС, чтобы обеспечить устойчивую работу электростанции, объектов электроснабжения КС "Ухтинская" и прилегающего энергорайона в нормальных, аварийных и после аварийных режимах.

Для достижения указанной цели АСУ ТП должна решить задачи:

обеспечения обмена информацией в реальном масштабе времени между уровнями и подсистемами АСУ ТП и системой управления КС "Ухтинская",

повышения надежности и экономичности работы оборудования за счет оптимизации технологических процессов, сокращения времени обнаружения неисправностей за счет диагностики и информации об отказах, уменьшения времени простоев оборудования после аварийных остановов и в ремонте,

улучшения условий и производительности труда эксплуатационного персонала за счет повышения информированности о ходе технологических процессов и работе оборудования, качества формирования и анализа оперативной и архивной документации,

обеспечения высокого уровня автоматизации контроля и управления технологическими процессами и защиты оборудования за счет высокой надежности АСУ ТП на базе микропроцессорной техники.


1.2.2 Краткая характеристика объектов автоматизации

Объектами управления и контроля АСУ ТП ЭСН являются следующие основные группы оборудования:

шесть функциональных групп оборудования локальных энергоблоков на базе газотурбогенератора ГТГ-1800 и трехфазных синхронных генераторов с выходным напряжением 10,5 кВ,

общестанционное оборудование технологических и инженерных систем ЭСН, система вентиляции производственных и административно-хозяйственных помещений, система заполнения маслобаков ГТГ, пожарная сигнализация, система контроля загазованности помещений, система коммерческого учета расхода газа,

ЗРУ-10кВ.

КТП-10/0.4 кВ ЭСН.

КТП-10/0.4 кВ ПЭБ.

КТП-10/0,4 кВ АВО газа.

КТП-10/0,4 кВ зоны СПК.

Аварийный дизель-генератор КТП ЭСН.

Аварийный дизель-генератор КТП ПЭБ.

Щит постоянного тока (ЩПТ).

АСУ ТП должна обеспечивать передачу на ДП КС "Ухтинская" сигналов аварийной и предупредительной сигнализации от объектов электроснабжения.

Вся аппаратура верхнего уровня должна располагаться в помещении ГЩУ электростанции (диспетчерская N3). 



1.2.3 Основные функции АСУ-ЭС

1. Управление выключателями ЗРУ-10 кВ, за исключением выключателей, на которых производится синхронизация. Синхронизация выполнена на выключателях генераторов, секционном и вводных и управление ими осуществляется с панелей управления, расположенных на главном щите управления. Предусмотрены два вида синхронизации: точная ручная синхронизация с блокировкой от несинхронных включении и автоматическая синхронизация.

2. Управление главными выключателями 0,4 кВ (вводными, секционным, аварийного ввода). КТП ЭСН, КТП ПЭБ, КТП АВО газа, КТП зоны СПК, аварийными дизель-генераторами 0,4 кВ.

3. Отображение текущего состояния электрической части (мнемосхемы ЭСН, ЗРУ, КТП аварийных дизель-генераторов) с непрерывным указанием наиболее важных параметров.

4. Предупредительная и аварийная сигнализация.

5. Обработка информации, получаемой от цифровых защит Sepam 2000 по протоколу Modbus и блоков УСО.

6. Контроль ЩПТ, режима аккумуляторной батареи, состояния подзарядных агрегатов.

7. Коммерческий и технический учет электроэнергии.

8. Обработка и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой (табличной) и графической формах.

9. Формирование базы данных, ведение суточной ведомости, сменной ведомости, ведомости событий, архива.

10. Связь с технологической АСУ. В технологическую АСУ предается информация о состоянии электрической части, о выработке и расходе электроэнергии.

11. Передача информации о выработке и расходе электроэнергии в энергоучетную организацию.



1.2.4 Разработка верхнего уровня АСУ-ЭС

На верхнем уровне АСУ предусмотрено пять рабочих мест:

	рабочее место оператора (№ 1);

	рабочее место ДИСа (№ 2);

	рабочее место инженера-релейщика (№ 3);

	рабочее место инженера-программиста (№ 4);

	ДП КС (№ 5).

На рабочих местах № 1 – № 4 отображаются мнемосхема, предупредительная и аварийная сигнализации; лист событий и т.д.

На рабочем месте № 1 – возможно управление выключателями (за исключением главных), квитирование событии аварийной и предупредительной сигнализацией.

На рабочем месте № 3 – вывод осциллограмм для анализов работы, ввод и коррекция уставок защит, разбор аварий.

На рабочем месте № 4 – изменение конфигурации системы, анализ работоспособности и выявление неисправностей.

На рабочем месте № 5 – предупредительная и аварийная сигнализация.

На ГЩУ располагаются панели управления, на которых смонтированы: ключи управления, сигнализация выключателей; управление мощности генераторов; центральная сигнализация всего объекта. Панели управления предназначены для управления выключателями вводов, секционным и генераторными.

На панелях управления выключателями вводов и секционным располагаются: все ключи управления выключателями; переключатели синхронизации; кнопки ввода/вывода, делительной защиты; устройства сигнализации.

На панелях управления генераторами располагаются: ключи управления выключателями; управление возбуждением, активной к реактивной мощностью генераторов; переключатели синхронизации; измерительные приборы; устройства сигнализации.

На панели центральной сигнализации и синхронизации располагаются приборы центральной сигнализации всего объекта, колонка синхронизации и автосинхронизатор УТС-3, переключатели синхронизации, а также переключатели ввода рабочего и резервного питания оперативного тока этой панели.


1.2.5 Нижний уровень АСУ-ЭС

Нижний уровень АСУ состоит из:

1. Цифровых свободно программируемых блоков Sepam 2000;

2. Специальных блоков УСО.

Блоки Sepam 2000 осуществляют полный сбор, обработку и хранение информации по присоединению, а также по последовательному каналу связи передают информацию в АСУ. Через терминалы защит Sepam 2000 осуществляется также управление выключателями (кроме присоединений, на которых осуществляется синхронизация). Блоки УСО используются в качестве вспомогательных устройств и собирают информацию, которую не могут собрать блоки Sepam 2000. В КТП блоки УСО являются основными устройствами сбора данных, так как там нет цифровых защит. Блоки УСО предназначены для сбора дискретной и аналоговой информации, управления главными выключателями КТП-10/0,4 кВ, а также информации о положении заземляющих ножей и тележек выключателей.

Устройства УСО выполняются на базе контроллеров RTU-211 фирмы АББ и запитываются от ЩПТ 220 В. В качестве логического протокола связи УСО с АСУ используется стандартный протокол RP-570; у терминалов Sepam 2000 – протокол связи Modbus. Информация нижнего уровня АСУ от устройств УСО и терминалов защит поступает на сервер системы – базовый компьютер и заносится в его базу данных. Связь нижнего уровня АСУ с базовым компьютером осуществляется по оптическим каналам связи, которые позволяют устранить влияние электромагнитных полей на входы устройств нижнего и верхнего уровней. Преобразование электрических сигналов в оптические производятся посредством оптоэлектрических преобразователей SPA- ZC17.

Для технического учета электрической энергии используются вычисляемые в реле значения активной и реактивной мощности.


1.3 Разработка автоматизированной системы управления электроснабжением КС-10



1.3.1 Цель создания АСУ-ЭС

Целью разработки АСУ-ЭС является создание системы решающей следующие задачи:

обеспечение высокого уровня автоматизации контроля, управления и защиты электрооборудования за счет высокой надежности АСУ на базе микропроцессорной техники,

повышения надежности и экономичности работы оборудования за счет оптимизации технологических процессов, сокращения времени обнаружения неисправностей за счет диагностики и информации об отказах, уменьшения времени простоев оборудования после аварийных остановов и в ремонте,

улучшение условий и производительности труда эксплуатационного персонала за счет повышения информированности о ходе технологических процессов и работе оборудования, качества формирования и анализа оперативной и архивной документации,

обеспечение обмена информацией в реальном масштабе времени с более высоким уровнем АСУ-Э (связь с диспетчерской N1), через которую осуществляется связь с уровнем АСУ ТП.

Автоматизированная система управления электроснабжением КС-10 представлена на выносном чертеже 2.

Краткая характеристика объектов автоматизации

Объектами автоматизации являются:

центральная распределительная подстанция (ЦРП-10 кВ);

КТП-10/0,4 кВ цеха №1 (ТП-1), АДЭС АС-630;

КТП-10/0,4 кВ цеха №2 (ТП-2), АДЭС КАС-500;

КТП-10/0,4 кВ цеха №2 (ТП-3), АДЭС КАС-500;

КТП-10/0,4 кВ цеха №3 (ТП-6), АДЭС АС-630;

КТП-10/0,4 кВ цеха №4 (ТП-8), АДЭС АС-630;

КТП-10/0,4 кВ цеха №4 (ТП-9), АДЭС АС-630;

КТП-10/0,4 кВ АВО газа цеха №1 (ТП-14);

КТП-10/0,4 кВ АВО газа цеха №2 (ТП-15);

КТП-10/0,4 кВ АВО газа цеха №3 (ТП-4);

КТП-10/0,4 кВ АВО газа цеха №4 (ТП-10);

КТП-10/0,4 кВ ТНС-1 (ТП-11), АДЭС КАС-500;

КТП-10/0,4 кВ участка текущего ремонта (ТП-250);

КТП-10/0,4 кВ в районе насосной 2-го подъема (ТП-16).



1.3.2 Автоматизация ЦРП-10 кВ

В данном проекте предусматривается установка ячеек типа MCset в

здании ЦРП-10 кВ производства завода “Калининградгазавтоматика” и низковольтного электрооборудования системы собственных нужд (С.Н.) РУ-10 кВ.

Ячейка MCset представляет собой КРУ в металлическом корпусе, предназначенное для внутренней установки.

Устройство MCset объединяет в себе множество технических решений, реализованных на основе испытанных технологий: КРУ с высокими эксплуатационными характеристиками, цифровую защиту, системы контроля и управления, корпуса, устойчивые к воздействию внутренней дуги. 

В ЦРП-10 кВ предусматривается установка ячеек MCset c блоками Sepam 2000. Блоки терминалов Sepam 2000 осуществляют защиту, контроль и управление соединений между подстанциями (вводы или отходящие линии, кабели, линии), а также связей между сборными шинами, осуществляют измерения, защиту, управление и контроль, необходимых для их нормальной эксплуатации.

Первоочередными задачами системы АСУ-Э являются сбор данных с объектов (КТП-10/0,4 кВ, ЦРП-10 кВ), передача данных на верхний уровень с целью их обработки и отображения на экранах мониторов АРМов. Быстродействие такой системы должно быть высокое, чтобы оператор смог отреагировать на ненормальные, аварийные ситуации и быстро принять решения по предотвращению аварий и инцидентов. В настоящее время применяемые в электрических системах средства РЗА, обладают возможностью включения их система сбора данных и диспетчерского управления (SCADA). Превосходно справляются с функцией противоаварийной защиты и функцией сбора данных микропроцессорный терминал защиты Sepam 2000.

Можно выделить следующие преимущества терминалов Sepam 2000:

	отображение значений фазного тока и тока замыкания на землю в момент отключения обеспечивает эксплуатационному персоналу значительную помощь в определении причин и тяжести повреждения;

	высокий уровень устойчивости к электромагнитным возмущениям (помехам) позволяет использовать наиболее передовые возможности цифровой технологии в электрических подстанциях без принятия специальных мер предосторожности;

	в случае неисправности постоянно действующие средства самодиагностики переводят Sepam 2000 в заранее определенное нерабочее состояние, исключая, таким образом, возможность непредсказуемых срабатываний;

	использование разъемов, допускающих независимое отключение под напряжением, облегчает эксплуатацию и техобслуживание;

	устанавливаемая система связи обеспечивает возможность, посредством двухпроводного соединения с управляющим устройством, дистанционного выполнения операций настройки, измерений, сигнализации и управления, таким образом, можно создать систему централизованного управления;

	проведение настройки и испытаний упрощено до предела: первичные значения силы тока и напряжения выводятся в цифровом виде, а простая проверка функции измерения подачей импульса позволяет гарантировать согласованность всех параметров;

	Sepam разработано таким образом, чтобы полностью справляться с самыми разными случаями применения, и включает в себя все необходимые функции, готовые к работе (функции защиты, измерений, логики управления и сигнализации).

В систему АСУ-ЭС ячейкой MCset через блоки Sepam встраивается благодаря полевой шине SPAbus по протоколу связи Modbus. Кроме протокола Modbus блоки поддерживают протокол Modbus. Оператор получает все данные, необходимые для контроля и управления блоком Sepam через систему связи.

Сеть Modbus представляет собой сеть топологии «главный-подчиненный». Такая топология характеризуется наличием одного «главного» (ведущего) узла и некоторого количества «подчиненных» (ведомых) узлов, имеющих свой уникальный номер в этой сети Modbus (1-247 в Modbus). Каждая передача данных состоит из двух фаз – запрос и ответ. «Главный» узел имеет право послать запрос, «подчиненные» могут только ответить на запрос. Каждый запрос содержит адрес узла, к которому он направлен, соответственно на него отвечает только один из узлов – тот, чей адрес содержится в запросе. Таким образом, одновременно в сети может быть только один запрос, что дает возможность избавиться от «неопределенного состояния» физической линии передачи, когда несколько узлов пытаются одновременно передать данные.

На физическом и канальном уровне связь блоков Sepam 2000 с АСУ-ЭС осуществляется по SPA шине построенной на базе оптоэлектрических преобразователей типа SPA-ZC17 установленных в шкафах ЦРП и преобразователей SPA-ZC22 расположенных в шкафу сервера АСУ-ЭС. Блоки Sepam 2000 подключаются к SPA-ZC17 по интерфейсу RS-485. Преобразователи связаны в кольцо, как показано на рисунке 1.2. 

Шина SPA разработанная фирмой АВВ «Чебоксары» поддерживает включение в кольцо до 30 устройств, но для повышения быстродействия всей системы АСУ-ЭС используется объединение по пять или шесть преобразователей. Таким образом, для обвязки 42-х шкафов потребуется 8 колец, как показано на выносном листе 2. Кабели ОР11 и ОР12 (Tx и Rx) из первой группы идут в оптическую распределительную коробку ОРТ2. Туда же приходят кабели Tx и Rx от других групп. В оптической коробке кабели соединяются с одним 24-ти жильным кабелем ОР118 типа ДПС-ММ-24 (рисунок 1.1). ОРТ2 расположена в шкафу N1 АСУ-ЭС.

Для получения информации, которую не могут собирать блоки Sepam 2000 используют контроллер RTU-211, распложенный в шкафу N1 АСУ-ЭС. В его функции входит сбор дискретной информации о положении тележек выключателей и заземляющих ножей в шкафах ЦРП, сбор данных о ШУОТ.

Питание шкафа N1 АСУ-ЭС, блоков Sepam 2000 и преобразователей SPA-ZC17 осуществляется от двух вводов ШУОТ 220 В. Из установленного в шкафу N1 АСУ-ЭС оборудования питание необходимо только контроллеру RTU-211, которое он получает от преобразователя PS1. В таблице 1.1 представлена нагрузка от средств автоматизации для ЦРП-10 кВ.



Таблице 1.1 – Нагрузка от средств автоматизации для ЦРП-10 кВ

Нагрузка

Кол.

Мощность, Вт

PS1. Источник питания =220/ =110 В

1

330

SPA-ZC17. Оптоэлектрический преобразователь =220 В

42

2,5

Sepam 2000. Блок защит =220

44

21



В таблице 1.2, 1.3 представлены перечни элементов обозначенных на рисунке 1.1 и 1.2.


Таблица 1.2 – Перечень элементов расположенных в шкафу N1 АСУ-ЭС

Обозн.

Наименование

Кол.

А0

 23CM61. Главное ЦПУ и модуль источника питания без модема 23PU63/23CP61/23IO96

1

А0-1

 23CM61. Плата главного ЦПУ

1

А0-2

 23IO96. Плата внутренних входов/выходов

1

А0-3

 23PU96. Источник питания 110/24 В постоянного тока

1

А1

 23IO94. Базовый модуль вводов/выводов, корпус, адаптер 23AD62 и зажимы

1

А1-0

 23AD62. Плата адаптера ввода/вывода

1

А1-1– 3

 23BI60R5. Плата дискретных входов. 2-х полюсное соединение

3

А2

 23IO94. Базовый модуль вводов/выводов, корпус, адаптер 23AD62 и зажимы

1

А2-0

 23AD62. Плата адаптера ввода/вывода

1

А2-1– 3

 23BI60R5. Плата дискретных входов. 2-х полюсное соединение

3

А3

 23FI60. Плата оптического адаптера

1

PS1

 Источник питания =220/ =110 В для питания RTU-211

1

AS1

 23RS61/RS232 адаптер для связи с ПК

1

ОРТ2

 Коробка оптическая распределительная на 18 портов с разъемами ST

1

Каб.1,2

 20-ти полюсный ленточный кабель для 23AD62

2

Каб.3

 10-ти полюсный ленточный кабель для 23RS61 

1

Каб.4

 10-ти полюсный ленточный кабель для 23FI60 

1

Каб.5

 Кабель 2 х 0,75 для питания RTU-211 =110 В 

1



Таблица 1.3 – Перечень элементов связи группы блоков Sepam 2000 с АСУ-ЭС

Обозн.

Наименование

Кол.

B1– B5

 Преобразователь опто-электрический SPA-ZC17

5

С1– С5

 Блок защиты Sepam 2000

5

каб.1– 5

 Кабель интерфейсный RS-485

5



1.3.3 Автоматизация КТП-10/0,4 кВ

Электроснабжение трансформаторных подстанций расположенных на площадке КС-10 осуществляется от ЦРП-10 кВ по радиальной схеме. Из 13-ти ТП 6 являются подстанциями типа КТПСН разработанные Минским электротехническим заводом. В дипломном проекте рассмотрен вариант связи всех 13-ти подстанций с автоматизированной системой и подобно рассмотрен вариант автоматизации КТПСН.

Автоматизация ТП, автоматика которых осуществляется на базе электромагнитных реле, производится с помощью установки в них специальных устройств сопряжения с объектами (УСО). В качестве УСО применяется контроллер RTU-211 производства фирмы АББ «Чебоксары». Контроллер устанавливается в каждом КТП в специальном шкафу. Например, для ТП-1 это шкаф называется «Шкаф N12 АСУ-ЭС». Основные задачи контроллера – это сбор информации с ТП (измерения, аварийная и предупредительная сигнализация), управление выключателями. Связь трансформаторных подстанций с АСУ-ЭС осуществляется по оптической шине SPA. Для экономии прокладываемого оптоволоконного кабеля подстанции связаны в кольцо. Две группы по четыре ТП и одна с пятью ТП (выносной чертеж 2). Выбор групп подстанций осуществлялся на основе их взаимного расположения на площадке компрессорной станции. Таким образом, четыре ТП связаны в кольцо одножильным кабелем, а в оной из подстанций установлена оптическая распределительная коробка, в которую приходят два кабеля (Tx, Rx), а уходит один двужильный дуплексный кабель. Далее этот кабель идет в «Шкаф сервера АСУ-ЭС», где расположен компьютер связи. 

На рисунке 1.3 показана обвязка четырех подстанций (ТП-8, ТП-9, ТП-10, ТП-11). Шина SPA построена на базе оптоэлектрических преобразователей типа SPA-ZC17 установленных в шкафах в ТП и преобразователей SPA-ZC22 расположенных в шкафу сервера АСУ-ЭС. Связь контроллера RTU-211 с преобразователем SPA-ZC17 осуществляется через адаптер последовательного порта 23RS61. Монтажная плата адаптера размещена в пластмассовом корпусе и имеет следующие части:

три контакта 10-штырькового ленточного кабеля;

9-ти штырьковый D-контакт (входной);

компоненты защиты от электромагнитных помех;

блок из 10 винтовых клемм (Х5).

Адаптер 23RS61 подключается к последовательному порту связи NFK (порт связи с центральной станцией) посредством 10-штырькового ленточного кабеля.

Питание шкафа N2 АСУ-ЭС и шкафов расположенных в других ТП осуществляется от ШУОТ 220 В постоянного тока. Из установленного в шкафах оборудования питание необходимо контроллеру RTU-211, которое он получает от преобразователя PS1 и преобразователям SPA-ZC17. В таблице 1.4 представлена нагрузка от средств автоматизации для КТП.



Таблице 1.4 – Нагрузка от средств автоматизации для КТП

Нагрузка

Кол.

Мощность, Вт

PS1. Источник питания =220/ =110 В

1

330

SPA-ZC17. Оптоэлектрический преобразователь =220 В 

1

2,5



В таблице 1.5 представлен перечень элементов обозначенных на рисунке 1.3.



Таблица 1.5 – Перечень элементов связи контроллеров RTU-211 установленных в ТП-8, ТП-9, ТП-10, ТП-11 с АСУ-ЭС 

Обозн.

Наименование

Кол.

B1–B4

Преобразователь опто-электрический SPA-ZC17

4

AS1– AS4

23RS61/RS485 адаптер последовательного порта 

4

A1– A4

23CP61. Плата центрального процессора 

контроллера RTU-211

4

ОРТ3

Коробка оптическая распределительная

1

каб.1– 4

Кабель интерфейсный RS-485

4

каб.5– 8

10-ти полюсный ленточный кабель для 23RS61

4


1.3.4 Верхний уровень АСУ-ЭС

Диспетчерская N2 АСУ-ЭС КС-10 располагается в здании электроремонтной мастерской (ЭРМ). В диспетчерской располагаются АРМы и «Шкаф сервера АСУ-ЭС», в котором находится компьютер связи, являющийся также базовым.

Если делить АСУ-ЭС на уровни, то диспетчерская является верхним уровнем, а блоки Sepam 2000 и котроллеры RTU-211 нижним уровнем. Верхний уровень организован в виде локальной сети по стеку протоколов TCP/IP с канальным уровнем Ethernet 10 Мбит/с.

В АСУ-ЭС верхнего уровня предусматриваются следующие АРМы (рабочие станции):

Рабочая станция оператора управления системой электроснабжения – подключается к сети АСУ-ЭС, устанавливается в операторной здания ЭРМ, предназначена для оперативного управления системой электроснабжения.

Рабочая станция инженера-релейщика – подключается к сети АСУ-ЭС, устанавливается в кабинете релейщика или аппаратной, предназначена для текущего обслуживания цифровых терминалов РЗА, анализа и разбора аварий, вызова осциллограмм, программирования терминалов;

Рабочая станция инженера-программиста, совмещенная с сервером (в составе базового компьютера) – предназначена для общего сопровождения системы, обеспечения ее работы в нормальном режиме и технического обслуживания системы.

В качестве основного концентратор локальной сети используется 8 портовый Switch Super Stack 3 производства фирмы 3COM. Имеет следующие характеристики:

обеспечивается расширенная полоса пропускания, встроенные функции управления;

используется программная коммутация портов;

производится постоянный мониторинг трафика между портами, и для освобождения ценной полосы пропускания трафик может перенаправляться на другой порт, балансировка может включаться автоматически в заданные моменты времени или при превышении определенных пороговых значений нагрузки.

Через верхний уровень АСУ-ЭС осуществляется связь с АСУ-Э. Так как весь верхний уровень АСУ-Э построен базе локальной сети по стеку протоколов TCP/IP с канальным уровнем Ethernet 10 Мбит/с и так как ЭРМ находится на значительном расстоянии от диспетчерской АСУ-Э, то для связи используется сетевой мост с оптическим портом RAD Tiny Bridge производства фирмы RAD. Имеет следующие характеристики:

не применяются программные средства;

канальные интерфейсы: V.24, V.35, V.36, RS-530, Х.21; встроенный оптоволоконный модем;

скорость синхронной передачи данных по каналу глобальной связи до 10 Мбит/с и асинхронной - до 115.2 Кбит/с;

автоматическое обучение и адаптация.

Приходящие с нижнего уровня оптоволоконные кабели заводятся в распределительную коробку ОРТ1 (рисунок 1.4) и через нее связываются с преобразователями SPA-ZC22 имеющие 3 дуплексных оптических соединителей.

Преобразователи связаны с компьютером связи по интерфейсу RS-232. В качестве логического протокола связи RTU-211 с АСУ используется стандартный протокол RP-570; у терминалов Sepam 2000 – протокол связи Modbus.

На крыше здания ЭРМ установлена антенна GPS, для приема сигналов точного времени. Сигналы поступают на компьютер связи, через него происходит синхронизация времени с блоками Sepam 2000 и контроллерами RTU-211.

Питание шкафа сервера АСУ-ЭС и АРМов осуществляется двух вводов ШУОТ 220В переменного тока, которые заводятся на источник бесперебойного питания. В таблице 1.6 представлена нагрузка от средств автоматизации для диспетчерской N2.

На рисунке 1.4 показан шкаф сервера АСУ-ЭС. В таблице 1.7 представлен перечень элементов обозначенных на рисунке 1.4.

Общая нагрузка от средств автоматизации входящих в состав АСУ-ЭС КС-10 составляет 7115 Вт. 



Таблица 1.6 – Нагрузка от средств автоматизации для диспетчерской N2

Нагрузка

Кол.

Мощность, Вт

UPS. Источник бесперебойного питания ~220/~220 В

1

1000

SPA-ZC22.Оптоэлектрический преобразователь ~220 В

3

2,5

Компьютер базовый ~220 В 

1

300

Рабочая станция инженера-релейщика ~220 В 

1

300

Рабочая станция оператора ~220 В 

1

300

Концентратор сетевой Switch Super Stack 3 ~220 В 

1

33

Сервер печати ~220 В 

1

300

Сетевой мост RAD TinyBridge ~220 В

2

1,5

Приемник GPS 166 Meinbere ~220 В 

1

30



Таблица 1.7 – Перечень элементов расположенных в шкафу N1 АСУ-ЭС

Обозн.

Наименование

Кол.

А1

Базовый компьютер

1

А1-1

Плата связи с устройством нижнего уровня DCP 386i 

1

А1-2

Сетевая плата 3COM 980 TX PCI

1

А2

Концентратор сетевой на 12 портов Switch Super Stack 3 

1

А3

Приемник GPS 166 Meinbere 

2

А4, A5

Сетевой мост с оптическим портом RAD Tiny Bridge/U/ST13 

2

А6

Источник бесперебойного питания 2000 ВА, 30 мин.

1

B1...B4

Преобразователь опто-электрический SPA-ZC22 

4

ОРТ1

Коробка оптическая распределительная на 24 порта

1

ОK1-12

Вилка дуплексная ST/PS-CC, 65,5/125 

12

Каб.1– 5

Кабель интерфейсный RS-232 

5

Каб.6

Кабель интерфейсный Ethernet 

1

Каб.7,8

Кабель интерфейсный RAD Tiny Bridge – HUB 

2

K1

Кабель интерфейсный к антенне GPS RG58

1

K2– K4

Кабель интерфейсный Ethernet

4



1.4 Разработка автоматизированной системы комплексного учета энергоресурсов



АСКУ-ЭР является подсистемой АСУ-Э. Учет энергоресурсов целесообразно разделять на технический и коммерческий не только функционально, но и физически. 



1.4.1 Технический учет

Применительно к КС-10 к техническому учету необходимо отнести:

в подсистеме САУ Т учет потребляемого газа и выработанного тепла, расхода прямой, обратной и подпиточной воды, учет наработки насосов. 

в подсистеме САУ В и КОС учет расхода воды и стоков, учет наработки насосов.

в подсистеме АСУ-ЭС учет расхода электроэнергии. 

Для технического учета электрической энергии используются вычисляемые значения активной и реактивной мощности на каждой отходящей линии ЦРП-10 кВ в реле Sepam 2000. Также технический учет ведется в КТП, параметры снимаются с платы 23DP61 контроллера RTU-211.

Блок Sepam позволяет получать на месте и дистанционно совокупность величин, необходимых для эксплуатации и полезных при наладке.

Ток: Измерение тока в каждой из трех фаз цепи.

Максиметр тока: Измерение наибольшего значения средних токов во всех трех фазах для определения потребляемого тока, при скачках мощности. Расчет средних токов периодически возобновляется (период осреднения может регулироваться в пределах 5, 10, 15, 30 или 60 минут).

Напряжение: Измерение трех линейных напряжений цепи.

Активная и реактивная мощность: Измерение активной и реактивной мощности с учетом направления в симметричной и несимметричной трехфазной сети.

Максиметр активной и реактивной мощности: Измерение наибольшего среднего значения активной (или реактивной) мощности для определения потребляемой мощности при скачках нагрузки. Расчет среднего значения производится периодически (период осреднения может регулироваться в пределах 5, 10, 15, 30 или 60 минут).

Коэффициент мощности: Измерение cos с учетом емкостного или индуктивного характера передаваемой мощности.

Частота: Измерение частоты.

Активная и реактивная энергия: Алфавитно-цифровое устройство индикации показывает значения 4 счетчиков энергии:

потребленная активная энергия,

обратная активная энергия,

потребленная реактивная энергия,

обратная реактивная энергия.

При отключении питания значения счетчиков сохраняются.

Токи отключения: Измерение значения тока в каждой из трех фаз и тока замыкания на землю, которые запоминаются в тот момент, когда Sepam дает команду на отключение, чтобы знать аварийный ток (анализ повреждения) и оценить степень износа выключателя (помощь при обслуживании).

Действительный эффективный ток: Измерение действительного значения тока фазы 1 до четырехкратного значения In, с учетом:

основного значения тока,

гармоник до 21.

Запись осциллограмм аварийных режимов: Запись электрических сигналов и логической информации до и после команды на отключение коммутационного аппарата.

Платы 23DP61 контроллера RTU-211 позволяет получать на месте и дистанционно совокупность величин, необходимых для эксплуатации и полезных при наладке. На основании значений выборки вычисляются следующие величины:

			3-х линейных напряжений;

			3-х фазных напряжений;

			3-х фазных токов;

			ток нейтрали;

			напряжение нулевой последовательности;

			активная мощность, реактивная мощность, полная мощность;

			коэффициент мощности, частота;

			накопленная активная мощность, потребляемая, отпущенная;

			накопленная реактивная мощность, потребляемая, отпущенная.



1.4.2 Коммерческий учет

Коммерческому учету подлежит только отпускаемая электроэнергия, так как единственный энергоресурс, за который производит коммерческий расчет с энергоснабжающей организацией ОАО «Комиэнерго».

В связи с тем, что для надежности системы электроснабжения планируется строительство ЦРП-10 кВ, на площадке КС-10 изменяется схема электроснабжения. Все КТП-10/0,4 кВ расположенные на промпощадке будут запитываться от ЦРП-10 кВ. ЦРП будет получать питание от двух вводов главной понизительной подстанции 110/35/10 кВ от ЗРУ-10 кВ. Поэтому для коммерческого учета электроэнергии достаточно установить в ЗРУ-10 кВ ГПП два счетчика на отходящих ячейках в ЦРП.

В настоящее время находится в эксплуатации АСКУЭ на базе КТС «Энергия» позволяющая организовать расчетный и технический учет потребления электроэнергии на КС-10. Сбор данных со счетчика производится по импульсным каналам учета с подключением их к преобразователю (УСД) Е443М2. Далее данные поступают:

а) по симплексному и полудуплексному каналам связи на плату ввода и плату ПДС соответственно, сервера КТС «Энергия»;

б) по полудуплексному каналу связи на модуль (преобразователь) интерфейсный МИ, имеющий выход RS-232, и далее по телефонному модему до ДП Центральных электрических сетей ОАО «Комиэнерго».

Расчетный учет электроэнергии на отходящих линиях 10 кВ выполнен на счетчиках типа СЭТ-4ТМ производства Нижегородского завода им. М. В. Фрунзе.

В дипломном проекте, в связи с изменение схемы электроснабжения, произвести следующую модернизацию:

из 14-ти счетчиков установленных на отходящих ячейках ЗРУ-10 кВ ГПП, питающих в основном КТП-10/0,4 кВ на КС-10, оставить только пять (два ввода на ЦРП-10 кВ КС-10, два ввода на ЦРП в районе ИТЦ, она ячейка на питание ЭХЗ).

заменить УСД Е443М2 на контроллер УИС.ЛК, при этом сохраняется функция опроса счетчиков как автоматизированной системой энергоснабжающей организации, так и системой установленной на АРМе главного оператора АСУ-ЭС (диспетчерская N1).

Преимущество применяемого контроллера УИС.ЛК в том, что он работает со стандартным протоколом применяемый в Центральных электрических сетях для опроса счетчиков. Другое преимущество контроллера УИС.ЛК в том, что он позволяет производить последовательное подключение счетчиков по цифровому каналу связи по интерфейсу RS-485.


Основные характеристики контроллера УИС. ЛК:



Процессор

- С505 Siemens

Системное программное обеспечение

- многозадачная ОС

ROM (память программ)

- 128 Кбайт

RAM (энергонезависимое)

- 512 Кбайт

Коммуникационный порт 1:



- назначение

- связь с контроллерами УИС

- интерфейс

- САN (полудуплексный)

- скорость передачи 

- до 57,4

- количество абонентов

- 64

Коммуникационный порт 2:



- назначение

- связь со счетчиками

- интерфейс

- RS-485

- скорость передачи 

- до 57,4

- количество абонентов

- 256

Коммуникационный порт 3:



- назначение

- подключение внешнего модема

- интерфейс

- RS-232

- скорость передачи 

- до 57,4

- количество абонентов

- 1



1.5 Разработка автоматизированной системы управления КТПСН



1.5.1 Описание автоматики работы КТПСН

Подстанция КТП предназначена для понижения напряжения с 10 до 0,4 кВ и питания потребителей располагающихся на территории компрессорной станции. Объекты КС являются потребителями 1-й категории, поэтому их электроснабжение осуществляется от двух независимых вводов. Для особо ответственных электроустановок КТП выполняют с тремя источниками питания, два от трансформаторов, работающих в режиме неявного резерва, и один – от аварийного дизель-генератора. К таким подстанциям относятся цеховые ТП. 

В дипломном проекте подробно описана автоматика работы КТПСН с тремя вводами. Приведены принципиальные электрические схемы релейной защиты и автоматики (выносные листы 5,6,7,8) с включенными в них цепями автоматизированного контроля и управления.

В нормальном режиме работы КТПСН, вводные выключатели 1Q, 2Q находятся во включенном состоянии, а секционный и выключатель генератора аварийной станции в выключенном состоянии. Выключатель на аварийном вводе 4Q включен. Этот выключатель всегда находится во включенном положении в нормальном режиме и при возврате от АВР АС. Таким образом, каждый ввод питает свою секцию шин. 

Каждый выключатель имеет собственный встроенный блок защит, осуществляющий максимальную токовую защиту и токовую отсечку. При срабатывании защит и отключении одного из вводных выключателей, происходит исчезновение напряжения на сборной секции шин, которую питал отключенный ввод. В этом случае при отсутствии напряжения 5-7 секунд срабатывает АВР СВ. То есть автоматика КТПСН включает секционный выключатель и обесточенная секция получает питание. При возникновении напряжения на отключенном вводе, через 9-12 секунд начинает работу автоматика возврата после АВР: отключается секционный, включается вводной.

При отсутствии напряжения на обоих вводах с выдержкой времени 7-12 секунд автоматика КТПСН включает АВР АС, т.е. подается команда на запуск аварийного дизель-генератора и при выходе его на номинальные обороты включается генераторный автомат. При возникновении напряжения на одном из вводов, через 30-60 секунд, производится автоматический возврат после АВР АС.

При реализации системы автоматизированного контроля и управления, существует возможность контролирования работы автоматики АВР СВ и АВР АС, как на уровне контроллера так и на уровне АРМа. В любом случае в системе MicroSCADA возможно создать программу, загруженную в контроллер, которая контролировала бы правильность работы автоматики КТПСН и выдавала информацию на АРМ или совсем ее заменяла.


1.5.2 Реализация автоматического включения резерва (АВР)

Условие включения АВР СВ следующее: исчезновение напряжение на вводе 1(2), отключение выключателя 1Q(2Q), наличие напряжения на 2(1)-м вводе, разрешение на включение АВР СВ из панели управления (включено двух позиционное реле 1KB). Далее действия защиты следующие:

Отключается реле напряжения пускового органа KV (из схемы 1Q(2Q), выносной лист 6) и своими контактами 5-7 замыкает цепь реле KT1, которое с выдержкой времени своими контактами 3-5 замыкает цепь отключения от АВР СВ, подается команда на выключение выключателя 1Q (на катушку отключения K2). При этом, чтобы сработала цепь отключения от АВР СВ необходимо: чтобы было напряжение на вводе 2 (замкнуты контакты1-3 реле KV из схемы 2Q) и было отключено реле контроля напряжения на вводе 2KL1 (из схемы 1Q).

Выключение 1Q приводит к следующему:

выпадению блинкера КН2, включению KQT2;

включению звуковой сигнализации, аварийного выключения выключателя ввода (цепь +ШС, 1KCC2:7-8, KQQ2:2-4, 1Q-S:6-2, ШЗА);

миганию лампы 1-HLG;

реле фиксации команд KQQ2 остается в том же положении (контакт 12 разомкнут, 14 – замкнут);

в схеме 3Q (выносной лист 7) срабатывает цепочка включения по АВР (2KCC:1-2, KQC2:5-6, KQT2:7-8).

Чтобы произошло включение реле KCC1 и соответственно включение секционного выключателя СВ необходимо, чтобы были выполнены следующие условия:

сработала цепочка, описанная выше (включение по АВР);

отключены реле запрета АВР KL1 и KL2, которые включаются, если срабатывает защита от однофазных к.з.;

отключен выключатель генератора или вводной от АС – 4Q;

включен 1KB.

Таким образом, срабатывает цепочка (схема 3Q, выносной лист 7): +ШУ, контакт 1KB, 1KQT1:5-6, 2KCC2:1-2, KQC2:5-6, KQT2:7-8, KL1:1-2, KL2:1-2, KH1, KCC1, -ШУ). Вводной выключатели, например, 2Q находятся во включенном состоянии, а второй ввод 1Q отключен. Секционный выключатель и 4Q выключены.

Возврат после АВР СВ происходит при возникновении напряжения на вводе 1. В схеме 3Q срабатывает реле времени восстановления напряжения на вводе KT1, которое срабатывает в следующем случае:

должен быть включен Q2 (замнут KQ2:7-8);

на обоих вводах должно быть напряжение.

Контакты KT1:3-5 включают реле KL4, контакты которого 9-10 отключают СВ. Другие контакты KL4:3-4 включают промежуточное реле включения вводных выключателей KL5, которое своими контактами 3-4 включит 1Q (в схеме 1Q, выносной лист 6). Включается 1Q, возобновляется нормальная работа КТП.

АВР АС включается в случае пропадания напряжений на обоих вводах или при сработавшем АВР СВ и пропадании напряжения и на втором вводе. При исчезновении напряжения на секции, с выдержкой времени отключится реле KT1 (схема 4Q, выносной лист 8).

Для подачи команды на включение АС, т.е. включение реле KL5 необходимо чтобы были выключены вводные выключатели 1Q, 2Q и включилось реле KL4.

Условие включения KL4 следующие:

включено реле двух позиционное реле 2KB (разрешение на включение АВР АС из панели управления);

отключены реле 1KL1 (в схемах 1Q, 2Q) – отсутствует напряжение на вводах;

отключено реле KT1;

включен 4Q;

наличие напряжения =24 В, необходимое для работы автоматики АС (реле KL6 включено);

Таким образом, включается цепочка: +ШУ, SF1, 2KB, 1Q-1KL1:1-2, 2Q-1KL1:1-2, KT1:3-5, 4Q-S2:1-7, KL6:3-4, реле KL4, SF1, -ШУ.

Включается реле KL4 и контактом 5-6 отключает 1Q, 7-8 отключает 2Q. После отключения 1Q и 2Q своим замыкается цепь включения реле KL5. Подается команда на включение дизельной электростанции.

Возврат после АВР АС происходит при возникновении на каком-либо вводе напряжения. Включается реле времени восстановления напряжения на вводе KT2, которое с выдержкой времени своими контактами 3-5 замкнет реле отключения АС KL2 – пойдет команда на отключение. После отключения дизельной электростанции и отключения выключателя генератора сработает реле включения 1Q, 2Q KL3. Реле KL3 включит вводные по следующей цепочке: +ШУ, SF1, 2KB, KL3:3-4, 2KL1, KH1, 1KCC2, SF1, -ШУ. То есть цепочка сработает только при наличие напряжения на вводах (контакты 2KL1:3-4 замкнуты).

В КТПСН предусмотрена защита от однофазных к.з. Трансформатор тока ТА-N в нулевом проводе, установленный на вводе, к которому подключено реле KA. При броске тока срабатывает реле КА и своими контактами 1-3, подключает реле времени КТ2, которое с выдержкой времени включает реле KL2, контакты которого 2-4 подают команду на отключение вводного выключателя.



1.5.3 Система сбора данных и диспетчерского управления КТПСН

Вся система сбора информации и управления строится на основе контроллера RTU-211. Включение контроллера в автоматику КТПСН представлено на выносных листах 3, 4. В таблице 1.8 приведен перечень сигналов передаваемых с контроллера в АСУ и наоборот. В таблице 1.8 приняты следующие обозначения: ТС – телесигнализация; ТИ – телеизмерение, ТУ – телеуправление.


Таблица 1.8 – Объем автоматизации контроля и управления КТПСН

Наименование параметра

ТС

ТИ

ТУ

Платы

RTU-211

1

2

3

4

5

Ввод 1

Выключатель 1Q включен

+





А1-1 (23BI60R5)

Выключатель 1Q отключен

+







Включение 1Q автоматикой возврата АВР

+







Положение тележки 1Q «В рабочем состоянии»

+







Положение тележки 1Q «Выкачена»

+







Команда «Включить 1Q»





+

А3-2 (23RL60)

Команда «Отключить 1Q»





+



Напряжение на воде 1



+



А2-1 (23DP61R1)

Ток на вводе 1



+





Напряжение на секции 1



+



А0-2 (23IO96)

Ввод 2

Выключатель 2Q включен

+





А1-1 (23BI60R5)

Выключатель 2Q отключен

+







Включение 2Q автоматикой возврата АВР

+







Положение тележки 2Q «В рабочем состоянии»

+







Положение тележки 2Q «Выкачена»

+







Команда «Включить 2Q»





+

А3-2 (23RL60)

Команда «Отключить 2Q»





+



Напряжение на воде 2



+



А2-1 (23DP61R1)

Ток на вводе 2



+





Напряжение на секции 2



+



А0-2 (23IO96)

Секционный выключатель

Выключатель 3Q включен

+





А1-1 (23BI60R5)

Выключатель 3Q отключен

+







1

2

3

4

5

Срабатывание АВР СВ

+





А1-1 (23BI60R5)

Положение тележки 3Q «В рабочем состоянии»

+







Положение тележки 3Q «Выкачена»

+







Команда «Включить 1Q»





+

А3-1 (23RL60)

Команда «Отключить 1Q»





+



Команда «Включить АВР СВ»





+



Команда «Отключить АВР СВ»





+



АВР СВ включено

+





А1-3 (23BI60R5)

АВР СВ отключено

+







Аварийный ввод

Выключатель 4Q включен

+





А1-2 (23BI60R5)

Выключатель 4Q отключен

+







Выключатель генератора АС 6Q включен

+







Выключатель генератора АС 6Q отключен

+







Команда «Пуск АС» дана

+







Перегрузка АС

+







Неисправность АС

+







Положение тележки 4Q «В рабочем состоянии»

+







Положение тележки 4Q «Выкачена»

+







Команда «Включить 4Q»





+

А3-1 (23RL60)

Команда «Отключить 4Q»





+



Команда "Включить АВР АС"





+



Команда "Отключить АВР АС"





+



АВР АС включено

+





А1-3 (23BI60R5)

АВР АС отключено

+







Команда «Пуск АС»





+

А3-2 (23RL60)

Команда «Стоп АС»





+



Ток аварийного ввода



+



А0-2 (23IO96)

Общая информация о КТП

Неисправность КТП

+





А1-3 (23BI60R5)

Авария в КТП

+







Неисправность АС

+







Нет оперативного напряжения =200 В

+







Положение переключателя "ДУ"

+









Возможность управления КТП из АСУ (т.е. управление контроллером с АРМа оператора) возможно лишь при поступлении дискретного сигнала «1» «Положение переключателя "ДУ" включено».

Контроллер RTU-211 имеет модульную структуру. Представленный на рисунке 1.5 контроллер, расположенный в шкафу N2 АСУ-ЭС КТП цеха N4, состоит из следующих модулей:

Модуль 0 (23CM61) – главный модуль контроллера RTU-211 состоит из следующих плат:

A0-1 – 23CP61 – плата центрального процессора;

A0-2 – 23IO96 – интерфейсная плата ввода/вывода;

А0-3 – 23PU63 – стандартный внутренний источник питания.

Модуль 1 (23IO94) – модуль ввода/вывода контроллера RTU-211 состоит из 3-х плат (А1-1, А1-2, А1-3) 23BI60R5 – плата цифрового ввода.

Модуль 2 (23IO94) – модуль ввода/вывода контроллера RTU-211 состоит из следующих плат:

А2-1 – 23BO61 – предназначенных для управления функциями внешнего процесса;

А2-2, А2-3 – 23DP61 – плата измерительного преобразователя трехфазного переменного тока.

Модуль 3 (23IO93) – модуль состоит из 2-х плат (А3-1, А3-2) 23RL60 – плата выходных реле.

Связь между модулями осуществляется с помощью адаптеров 23AD62, которые последовательно соединяются друг с другом 20-и жильными ленточными кабелями (на рисунке 1.5 каб. 1,2). С помощью 10-ти жильных ленточных кабелей (каб. 3,4) осуществляется связь между платами выходных реле 23RL60 и платами с цифровыми выходами 23BO61, 23PU63.

23CP61 – это плата центрального процессора системы RTU211. На ней находятся следующие компоненты:

Центральный процессор - микропроцессор 80C186

512 кБ флэш-памяти для хранения программ и данных

256 кБ рабочего ОЗУ

Процессор внутренней шины в качестве процессора связи для плат ввода/вывода

4 коммуникационных RS232-порта

Интерфейс с платой интегрированного ввода/вывода 23IO96

Через адаптер последовательного порта 23RS61 контроллер подключается к шине SPA, через которую подключается к АРМу оператора.

23IO96 – это интерфейсная плата ввода/вывода, подключаемая непосредственно к плате центрального процессора 23CP61. Она имеет соединительные выводы для следующих входных и выходных сигналов:

16 цифровых входов

8 цифровых выходов

6 аналоговых входов

выход рабочего напряжения 24 В

вход основного питания (24 – 110 В постоянного тока)

Источник питания 23PU63, вставляется в разъем, расположенный сверху платы 23IO96. Питание платы 23PU63 осуществляется от преобразователя PS1 (преобразует =220 В в 110 В постоянного тока).

23BI60 – плата цифрового ввода имеет 16 каналов, осуществляющих контроль за активными сигналами напряжения, поступающими от процесса.

		Плата имеет модификацию R5 это означает, что уровень входного дискретного сигнала 220 В постоянного тока. 23BI60 – интеллектуальная плата со своим микроконтроллером и памятью. Входные каналы сканируются с временным разрешением 1 мс.

		Плата 23BI60 может обрабатывать следующие типы сигналов:

		16 простых телесигналов с абсолютным временем (SI);

		8 двойных телесигналов с абсолютным временем (DI);

		2 цифровых измерения, каждое по 8 бит (DM8);

		1 цифровое измерение, 16 бит (DM16);

		8 счетчиков импульсов, по каналу на счетчик (PC).

		Простые телесигналы представляются всего одним битом, характеризующим два определенных состояния входного сигнала. Всякий раз при изменении сигнала генерируется сообщение о событии, пересылаемое по последовательной шине плате центрального процессора.

		В применяемой системе автоматизированного контроля и управления для более надежной сигнализации применяется двойная сигнализация. Двойные телесигналы представляются двумя битами, характеризующими четыре определенных состояния входного сигнала:

			10 нормальный режим (Выкл);

			01 нормальный режим (Вкл);

			00 промежуточное состояние;

			11 ошибочное состояние.

23RL60 – релейная плата имеет 8 реле большой мощности, которые для простоты проверки и устранения неисправностей устанавливаются на гнездах. 

			Коммутационная способность:

			время срабатывания командных реле максимум) – 10 мс;

			время отпускания командных реле (максимум) – 5 мс;

			максимальная нагрузка на контакты 220 В постоянного тока – 1.0 A.

		23DP61 – многоцелевой измерительный преобразователь, предназначенный для измерений величин трехфазного переменного тока на вводах в КТП. Ее назначение – заменить большое количество обыкновенных преобразователей измерений, используя RTU211, посредством чего общая стоимость системы значительно уменьшается.

		23DP61 измеряет четыре сигнала напряжения и четыре сигнала тока. На базе этих измерений вычисляются несколько электрических величин.

		Плата управляется микроконтроллером Intel 80C196KC и использует флэш-память для сохранения кода и параметров программы. NVRAM используется для обеспечения сохранности данных во время сбоя энергии.

		Включение платы показано на выносном листе 1. На основании значений измеряемой выборки вычисляются следующие величины:

		

		3 x линейное напряжение (RMS):

		UАВ, UВС, UСА

		3 x фазные напряжения (RMS):

		UА, UВ, UС 

		3 x фазный ток (RMS):

		IА, IВ, IС

		Ток нейтрали(RMS):

		I0

		Напряжение нулевой последовательности (RMS):

		UN 

		Активная мощность (Вт):

		P – общая активная мощность 

		Реактивная мощность (VAr):

		Q – общая реактивная мощность 

		Полная мощность (VA):

		S – полная мощность

		Коэффициент мощности:

		сos = P/S

		Частота (Гц):

		f – электрическая частота 

		3 x контроль за всплесками:

		Продолжительность/штамп времени для напряжений 3 фаз

		Накопленная мощность, потребляемая:

		кВт/ч

		Накопленная мощность, отпущенная: 

		кВт/ч

		Накопленная реактивная мощность, потребляемая 

		кВар/ч

		Накопленная реактивная мощность, отпускаемая 

		кВар/ч

		

		Все значения напряжения и тока вычисляются как значения RMS (квадратный корень выражения). Они вычисляются, используя стандартный алгоритм.

		RMS периодического сигнала x(t) с периодом Т определяется

		

		

		(1.1)

		

		23DP61 сконструирован для прямого измерения четырех напряжений и четырех токов переменного тока. Измерения выполняются посредством 8 каналов, 10 битного аналогово-цифрового преобразователя. Все каналы имеют частоту выборки 3.2 кГц для 50Гц. Скорость обновления 2 с.

		Сигналы измеряемого тока пропускаются через внутренние шунтирующие резисторы, сглаживающие фильтры и цепи защиты от перенапряжения. Входной диапазон – 0 – 5 А RMS (с трансформаторов тока) с возможностью 50% перегрузки.

		Значения активной мощности Р и реактивной мощности Q вычисляются как сумма значений трех фаз. Вычисление реактивной мощности строится на базе обратных напряжений. Полная мощность вычисляется S как сумма результатов RMS фазных напряжений и токов.

		Коэффициент мощности вычисляется как отношение между активной и полной мощностью,

Всплесками называют падение напряжения или помехи продолжительностью более 10 мс. В данном случае всплеск определяется как напряжение RMS во время одного периода, которое меньше константы k, определяющее номинальное RMS напряжение. Определение всплеска производится в каждом цикле напряжения.

Гармонический анализ производится для трех выбранных сигналов напряжения. Вычисляются все гармонические составляющие по 25-ую

включительно.

Накопленная активная и реактивная энергия вычисляются как временной интеграл активной Р и реактивной мощности Q. Каждая величина представлена двумя счетчиками, один – считает поставляемую энергию, второй – потребляемую энергию. Счетчики разработаны для непрерывной работы, так что значения сохраняются в энергонезависимой памяти, на случай если произойдет потеря напряжения. Сбросить счетчики можно только через локальный интерфейс компьютера или терминала.



1.6 Расчет защит и проверка электрических аппаратов для ЦРП-10 кВ 



В дипломном проекте затрагивается автоматизация проектируемой ЦРП-10 кВ. В здании ЦРП предусматривается размещение распределительного устройства 10 кВ (РУ-10кВ) из ячеек типа MCset. Произведем проверку электрооборудования, которое необходимого установить в ячейках и произведем выбор уставок срабатывания защит. Для этого необходимо произвести расчет токов короткого замыкания. Для проверки кабелей и аппаратов ток к.з. следует находить максимальный, для этого сначала нужно определить максимальный режим работы сети электроснабжения. Для проверки чувствительности защит необходимо определить минимальны токи к.з.

Краткое описание системы электроснабжения КС-10

Главная схема внутреннего электроснабжения состоит из понизительной подстанции (ПС) 110/35/10 кВ и подстанций 10/0,4 кВ связанных электрической сетью. Понизительной подстанции 110/35/10 кВ находится на балансе АЭК «Комиэнерго», а граница обслуживания установлена на разъединителях между понижающими трансформаторами 110/10 и ЗРУ-10 кВ.

На промплощадке КС «Ухтинская» находится электростанция собственных нужд (ЭСН). В состав ЭСН входит комплекс сооружений, подстанций связи с энергосистемой, ЗРУ-10 кВ, КТП собственных нужд, блоки турбогенераторов, система постоянного оперативного тока. 

ЗРУ-10кВ и ЦРП-10 кВ укомплектованы вакуумными выключателями серии LF1 и устройствами цифровой релейной защиты Sepam 2000, установленные в шкафах MCset.

Подстанции КТП-10/0,4 кВ предназначены для питания собственных нужд объектных электроприемников и вспомогательных электроустановок. Для особо ответственных электроустановок КТП-10/0,4 кВ выполняют с тремя источниками питания, два от трансформаторов, работающих в режиме неявного резерва, и один – от аварийного дизель-генератора. Эти подстанции оборудованы местными устройствами защиты и автоматики.

Щит постоянного тока (ЩПТ) состоит из набора распределительных панелей оперативного тока, аккумуляторной батареи, зарядных агрегатов, устройств защиты, автоматики и сигнализации.

Источником оперативного тока для питания цепей защиты, автоматики, управления и приводов выключателей являются аккумуляторные батареи =220В, оснащенные устройствами подзаряда от сети переменного тока 0,4 кВ. В некоторых случаях для защиты и автоматики применяется переменный и выпрямленный оперативный ток, получаемый от комбинированных устройств питания от трансформаторов тока, напряжения и других источников.

По территории КС кабельные сети прокладываются в траншее на глубине 1 м. В местах пересечения с подземными инженерными коммуникациями и автопроездами кабели прокладываются в асбоцементных трубах. Существующие кабели в местах пересечения с проектируемыми кабелями защищаются стальными кожухами из труб 80 мм.

Для повышения надежности электроснабжения все схемы внутреннего электроснабжения делятся на две независимые подсистемы, взаиморезервируемые на разных ступенях напряжения с помощью устройств АВР. Ответственные электродвигатели и электроприемники, имеющие технологическое резервирование, подключаются к разным подсистемам и также снабжаются технологическими АВР. Ответственные электроприемники, не имеющие технологического резервирования, имеют два ввода питания от разных подсистем и также снабжены устройствами АВР. Для повышения надежности системы электроснабжения предусматривается параллельная работа ЭСН с сетью.

Характеристики ЦРП-10 кВ

ЦРП-10 кВ представляет собой сборку из шкафов следующего назначения:

ввод от энергосистемы - 2 шкафа;

ввод от ЦРП-10 кВ КС “Ухтинская” - 2 шкафа;

секционный выключатель;

секционный разъединитель;

шинный трансформатор напряжения - 2 шкафа;

отходящие линии к КТП 10/0,4 кВ и ВЛ-10 кВ (38 шкафов)

Ячейка MCset представляет собой КРУ в металлическом корпусе, предназначенное для внутренней установки. Устройство MCset объединяет в себе множество технических решений, реализованных на основе испытанных технологий: КРУ с высокими эксплуатационными характеристиками, цифровую защиту, системы контроля и управления, корпуса, устойчивые к воздействию внутренней дуги. 

В ЦРП-10 кВ предусматривается установка ячеек MCset c блоками Sepam 2000. Блоки терминалов Sepam 2000 осуществляют защиту, контроль и управление соединений между подстанциями (вводы или отходящие линии, кабели, линии), а также связей между сборными шинами, осуществляют измерения, защиту, управление и контроль, необходимых для их нормальной эксплуатации.

Преимущества ячеек MCset:

Надежность – разработка, изготовление и испытание серии MCset проводились в соответствии со стандартом качества ISO 9000.

Простота

устройство снабжено общедоступным пользовательским интерфейсом;

ошибочные действия оператора предотвращаются системой встроенных блокировок и навесных замков;

блоки защиты типа Sepam обеспечивают доступ к информации без применения дополнительных устройств; техническое обслуживание сводится к простой текущей проверке работоспособности, смазке и чистке аппаратов с периодичностью 5 - 10 лет.

Безопасность

все операции с оборудованием, включая доступ в отсек кабельной сборки и отсек сборных шин, осуществляются с передней панели;

вкатывание и выкатывание возможно только при закрытой дверце;

на передних панелях ячеек расположены стационарные указатели напряжения;

заземляющий разъединитель обладает стойкостью к включению на короткое замыкание;

для всех операций на MCset используется одна рукоятка с анти-рефлексным устройством;

все ячейки обладают стойкостью к воздействию внутренней дуги.

Включение ячеек MCset в АСУ ЭС позволит решать задачи оптимизации системы электроснабжения. Это означает поиск путей для снижения прямых и косвенных эксплуатационных расходов и для обеспечения бесперебойной подачи электроэнергии. Для достижения этой цели ячейки MCset предоставляют необходимую информацию о работе ЦРП-10 кВ.

Определение максимального режима работы сети электроснабжения

Так как планируется строительство электростанции собственных нужд на КС «Ухтинская» на базе газотурбогенераторов ГТГ-1800 с трехфазными синхронными генераторами с выходным напряжением 10,5 кВ, то можно предложить следующий режим работы сети представленный на рисунке 1.6. ЭСН будет основным источником питания как для потребителей на КС «Ухтинская», так и потребителей КС-10, то есть два основных ввода на ЦРП-10 кВ будет от ЗРУ-10 кВ расположенного в здании ЭСН. В качестве третьего ввода будет использоваться один ввод от энергосистемы, который будет работать в параллель с ЭСН, второй ввод от энергосистемы отключен, и будет использоваться в качестве резервного. Таким образом, необходимо определить количество постоянно работающих генераторов на ЭСН, при этом примем, что генераторы будут брать на себя всю нагрузку, располагающуюся на территории двух КС. Известно, что в среднем за год КС-10 потребляет , тогда расчетная мощность потребителей составит



,

(1.2)


где  – потребляемая электроэнергия,  за год;

 – число часов в году.

 кВт.

Мощность, потребляемая электроустановками КС «Ухтинская» , составляет . Таим образом, полная мощность, которую должны обеспечить генераторы ЭСН, составит



,

(1.3)



 кВт.

При работе генераторов с сетью с нулевым перетоком мощности возможны следующие варианты (номинальная мощность 1-го турбогенератора ):

3 турбогенератора в работе, тогда каждый работает с загрузкой 1122,5 кВт, при аварии (выходе одного генератора из строя) будет работать два генератора с загрузкой 1683,8 кВт, генераторы близки к перегрузке.

4 турбогенератора в работе, тогда каждый работает с загрузкой 841,9 кВт, при аварии (выходе одного генератора из строя) будет работать три генератора с загрузкой 1122,5 кВт (на 62%).

Таким образом, для обеспечения нормальной надежной работы системы необходимо, чтобы в работе постоянно находилось 4 турбогенератора.

Расчет токов короткого замыкания

Рассчитаем ток трехфазного короткого замыкания на шинах ЦРП-10 кВ. Для этого составим схему замещения прямой последовательности (рисунок 1.7). Определим сопротивления элементов входящих в схему замещения.

Сопротивление турбогенератора ГСБ-18000-10,5-1500УХЛ2



,

(1.4)



 Ом.




,

(1.5)



 кВ.

Сопротивление системы, определим, зная ток трех фазного к.з. на шинах ЗРУ-10 кВ ПС-110/35/10



,

(1.6)



Ом.

Активное и реактивное сопротивление кабельной линии ААБ2 (3х185) от ЗРУ-10 кВ на ПС-110/35/10 до ЦРП-10 кВ



,

.

(1.7)



 Ом,

 Ом.

Активное и реактивное сопротивление воздушной линии АС-150 (3х150) от ЗРУ-10 кВ на электростанции собственных нужд до ЦРП-10 кВ



,

.

(1.8)



 Ом,

 Ом.

Активное и реактивное сопротивление трансформаторов расположенных в КТП-10/0,4 кВ



,

.

(1.9)



Трансформатор с номинальной мощностью 1000 кВА (Т1, Т3, Т6, Т11)

Ом,

Ом.

Трансформатор с номинальной мощностью 630 кВА (Т2, Т5, Т8, Т9)

Ом,

.

Трансформатор с номинальной мощностью 400 кВА (Т4, Т7, Т10, Т12, Т13)

Ом,


Ом.

Для определения токов к.з. в максимальном режиме определим эквивалентные сопротивления и ЭДС. Значения эквивалентных сопротивлений и соответствующих токов 3-х фазного к.з. представлены в таблице 1.9. Ток 3-х фазного к.з. определяется по формуле




,

(1.10)



где  – эквивалентное ЭДС, кВ;

 – эквивалентное сопротивление до точки к.з., Ом.



Таблица 1.9 – Расчет токов к.з. в максимальном режиме

Точка

к.з.

Эквивалентное

 сопротивление



1

1,34

4,701

2

7,59

0,830

3

11,07

0,570

4

7,50

0,841

5

13,77

0,458

6

10,97

0,575

7

7,47

0,844

8

13,92

0,453

9

11,02

0,572

10

11,03

0,572

11

13,87

0,455

12

7,61

0,829

13

13,77

0,458

14

13,88

0,454



Определим ток 3-х и 2-х фазного короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы. В минимальном режиме работает два генератора, соответствующие эквивалентные сопротивления приведены в таблице 1.10.

Ток 2-х фазного к.з. определится по формуле



,

(1.11)



Таблица 1.10 – Расчет токов к.з. в минимальном режиме и токов замыкания на землю

Точка

к.з.

Эквивалентное

сопротивление







1

3,43

1,836

1,590

0,21

2

9,68

0,651

0,564

1,46

3

13,16

0,479

0,415

1,06

4

9,59

0,657

0,569

0,88

5

15,86

0,398

0,344

0,44

6

13,06

0,483

0,418

0,47

7

9,56

0,660

0,571

0,68

8

16,01

0,394

0,341

1,25

9

13,11

0,481

0,417

0,78

10

13,12

0,481

0,416

0,83

11

15,96

0,395

0,342

0,99

12

9,70

0,650

0,563

1,56

13

15,86

0,398

0,344

0,43

14

15,97

0,395

0,342

1,04



Определим токи замыкания на землю по формуле



,

(1.12)



где  - емкость 1 км фазы сети относительно земли, Ом/км.

 – длина кабеля от трансформатора 110/35/10 на понизительной подстанции до конца защищаемого кабеля, км.

Значения токов замыкания на землю представлены в таблице 1.10.

Проверка электрических аппаратов установленных в ячейках ЦРП-10 кВ

Вводные и отходящие ячейки тип AD1 укомплектованы выключателями LF1 со следующими данными:

 – номинальное рабочее напряжение, кВ;

 – номинальный ток отключения, кА;

 – ток термической стойкости, кА;

 – допустимое время действия тока термической стойкости, с;

 – динамической стойкости, кА;

 – время отключения, с.

Проверка выключателя по электродинамической стойкости



,

(1.13)



,

.

Проверка выключателя по термической стойкости



,

(1.14)



где  – тепловой импульс от тока,

– предельный сквозной ток, кА;

 – время срабатывания защиты, с.

,

.

Следовательно.

Проверка выключателя по отключающей способности



,

(1.15)



где  – периодическая составляющая тока к.з., А;

 – апериодическая составляющая тока к.з., А;

 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., с;

,

.

Следовательно, условие по отключающей способности выполнено.

Проверим разъединителя установленного в шкафу секционного разъединителя типа GL1.

Проверка разъединителя по электродинамической стойкости

.

Проверка разъединителя по термической стойкости

	.

Выбор защит КТП-10/0,4

Произведем выбор уставок защит для оной из цеховых КТП (ТП-1). В реле Sepam 2000 используются следующие защиты: максимальная токовая защита и токовая отсечка с действием на отключение, защита от перегрузки и защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

Токовая отсечка

Ток срабатывания токовой отсечки выбираем по условию отстройки от максимального тока 3-х фазного к.з. за трансформатором 1000 кВА [3]



,

(1.16)



где  – коэффициент надежности;

 – максимальный ток 3-х фазного к.з. за трансформатором 1000 кВА.

А.

Чувствительность к току двухфазного к.з. в месте установки защиты в минимальном режиме работы электросети



,

(1.17)



.

Максимальная токовая защита

Ток срабатывания МТЗ выбираем по условию отстройки от тока самозапуска



,

(1.18)



где  – коэффициент самозапуска;

 – коэффициент возврата реле;

 – номинальный ток трансформатора, А.

А.

Время срабатывания МТЗ выбираем по условию согласования с отсечкой секционного выключателя 0,4 кВ КТП




,

(1.19)



с.

Защита от перегрузки

Ток срабатывания защиты



,

(1.20)



А.

Время срабатывания защиты принимаем 10с.

Защита от замыканий на землю



,

(1.21)



где  – коэффициент учитывающий бросок емкостного тока.

А.


2. Анализ промышленных шин для систем автоматизации



Одним из требований предъявляемых к современным автоматизированным системам с распределенным интеллектам, к которым относится разрабатываемая АСУ-Э, это использование унифицированных средств и систем автоматизации, программно-технических комплексов и интерфейсов взаимодействия уровней управления. По мере того, как интеллект системы становился все более распределенным, все очевиднее проявлялась потребность в общем, стандартном средстве связи, как между отдельными интеллектуальными устройствами, так и между ними, что позволило бы упростить визуализацию и управление контролируемым процессом. В результате появилось нескольких стандартов промышленных шин, применяемых в качестве средств связи различных устройств на цеховом уровне. 

Промышленная автоматизация переживает сейчас большие изменения. Постепенно отходят от практики применения собственных систем и централизованных систем управления и начинают обращать внимание на системы с распределенным интеллектом. В результате фирменные и централизованные архитектуры понемногу сдают свои позиции на рынке, в то время как открытые распределенные системы (в которых для управления, сбора данных и обмена информацией используются промышленные шины - Fieldbus) начинают его завоевывать. Одна из причин этого кроется в том, что прокладка кабелей и развертывание системы с использованием промышленных шин обходится значительно дешевле. Системы с централизованным управлением обычно требуют, чтобы каждый датчик или группа датчиков подключалась к центральному контроллеру отдельным (и довольно дорогим) высококачественным кабелем. Напротив, в системе на базе промышленной шины рядом с каждым кластером датчиков располагается один интеллектуальный узел, преобразующий сигналы датчиков в цифровую последовательность и передающий их в этом виде в систему управления/мониторинга.

Выбор универсальной промышленной шины

Промышленная шина – это коммуникационная сеть, объединяющая несколько промышленных систем и функционирующая практически так же, как и локальная сеть в учреждении. Однако для поддержания режима реального времени промышленная шина должна быть детерминистичной – качество, отсутствующее в офисных локальных сетях. Именно поэтому ни Ethernet, ни другие аналогичные сети не применяются в чисто промышленных системах. Отвечая требованиям различных прикладных сфер, промышленные шины обладают соответствующими характеристиками, благодаря которым их можно использовать в условиях промышленной эксплуатации. 

Характеристики промышленных шин

детерминированность, 

поддержка больших расстояний между узлами,

защита от электромагнитных наводок,

высокая эксплуатационная надежность.

Многие промышленные шины опираются на стандарт двухпроводного канала RS485, обеспечивающего взаимосвязь нескольких устройств на расстояниях до нескольких сотен метров. Как правило, в промышленных условиях оперативность и предсказуемость времени передачи информации – характеристики более важные, чем способность передавать большие объемы данных. Скорости передачи по промышленным шинам колеблются от 50 Кбит/с до 4 Мбит/с (с одним исключением – шина PROFIbus имеет пропускную способность до 12 Мбит/с).

В распределенных промышленных системах объединяются сетевые узлы самых разных типов, с самыми разными скоростями, расстояниями передачи информации и типами данных. Для обновления изображения на дисплее оператора в большой системе управления технологическим процессом может понадобиться передача нескольких мегабайт информации.

Решить все задачи при помощи промышленной шины одного типа просто невозможно. Однако все вместе они могут удовлетворить требованиям практически любой системы управления, имеющей распределенную архитектуру.

Влияние электрической среды на выбор промышленной шины

В промышленных системах чрезвычайно важна защита от электромагнитных помех. Практически везде случаются значительные скачки напряжений и токов. Периодические отказы из-за воздействия помех обходятся очень дорого, ведут к потере производительности и поэтому просто недопустимы. В большинстве средних и крупных систем требуется соответствие различным международным стандартам (типа СЕ или UL), что является обязательным во многих странах (например, в США).

Обычно от отдельных fieldbus-продуктов не требуется обязательного соответствия международным стандартам защиты от электромагнитных излучений. Однако, если предприятие использует несертифицированное устройство, то ему возможно, придется сертифицировать устройство на соответствие требованиям системы. Это означает, что при покупке изделий для построения систем на базе промышленных шин лучше всего иметь дело с компаниями, которые с самого начала разрабатывают свои изделия с ориентацией на соответствие стандартам по электромагнитной защищенности.

Например, если для связи fieldbus-устройств в качестве линий связи применяются медные проводники, то их нужно тщательно экранировать. Алтернативой может быть оптоволоконная передающая среда. Некоторые стандарты промышленных шин прямо определяют использование оптоволоконных кабелей. Стандарты, в которых применение оптоволоконных кабелей специально не предусматривается, допускают применение серийно выпускаемых преобразователей (электрического сигнала в оптический и обратно) при прокладке промышленной шины через зоны с повышенным уровнем помех.

Влияние физической среды на выбор промышленной шины

Кроме электрических характеристик окружающей среды, необходимо учитывать и ее физические параметры. Электронные узлы промышленных систем часто работают в эстремальных условиях, например при больших температуратурных колебаниях, при больших вибрациях и ударных нагрузках.

Температура окружающей среды

Прежде чем выбрать тот или иной fieldbus-компонент, необходимо определить, к какому температурному диапазону относятся реальные производственные условия (учитывая при этом и метод охлаждения: принудительный или естественный (конвективный)).

Ударные и вибрацилнные нагрузки

Иногда промышленные системы подвергаются различным ударам и вибрациям. Системы на базе европлат (типа VME и CompactPCI) удовлетворяющие требованиям механических стандартов "Евромеханика" (входят в серию стандартов IEEE 1101) обычно могут противостоять ударам и вибрациям. Каждая плата должна быть зафиксирована со всех четырех сторон: направляющими объединительной панели (сверху и снизу), разъемами (сзади) и крепежными винтами или самоблокирующимися ручками вставки/извлечения (спереди).

Промышленные шины, лидирующие на рынке

В настоящее время на рынке присутствует около 50 различных промышленных шин, однако главенствуют только 4 из них

CAN, 

PROFIbus,

LON,

Foundation Fieldbus.

CAN (Controller Area Network) – последовательная шина, разработанная компаниями Bosch и Intel для автомобильной промышленности. В настоящее время она используется и в распределенных системах управления (а также и в других областях автоматизации и контроля) для объединения интеллектуальных датчиков, интеллектуальных приводов и высокоуровневых систем.

CAN – это шина с несколькими мастер-узлами на основе пары медных проводников. Скорость передачи данных по этой шине зависит от длины линии связи. На расстояния до 40 метров данные могут передаваться со скоростью 1 Мбит/с, при передаче на 1000 метров скорость падает до 50 Кбит/с.

Foundation Fieldbus - FF 

Foundation Fieldbus – это название промышленной шины, поддерживаемой организацией Fieldbus Foundation. Как и CiA, Fieldbus Foundation тоже является ассоциацией, появившейся в результате слияния североамериканских компаний ISP- Foundation и WorldFIP.

После многих лет безуспешной деятельности комитетов IEC (МЭК) и ISA по стандартизации единой универсальной промышленной шины в Fieldbus Foundation решили определить собственную шину, объединив несколько уровней самого разного происхождения. Таким образом, в Foundation Fieldbus используются

базовый физический уровень (H1 FF), обеспечивающий скорость передачи в 31,25 Кбит/с, – на основе модифицированной версии физического уровня IEC 1158-2,

скоростной физический уровень (H2 FF) с максимальной скоростью передачи в 1 Мбит/с – на основе IEC 1158-2,

уровень сетевого протокола, в котором используются элементы проекта стандарта унифицированной промышленной шины IEC/ISA SP 50.

Шина Foundation Fieldbus ориентирована на непрерывное управление во "влажных" производствах, в потенциально взрывоопасных средах и поэтому должна проектироваться на базе низковольтной малоточной логики. Шина Foundation Fieldbus очень похожа на шину PROFIbus-PA которая также имеет встроенные средства защиты. Кроме того, в ней имеются средства поддержки высокоуровневого супервизорного контроля.

LON

Шина LON (Local Operating Network) первоначально разрабатывалась компаниями Echelon, Motorola и Toshiba для интеллектуальных систем автоматизации зданий. Однако сейчас она используется также и в промышленных системах автоматизации и контроля. Шина LON предназначена для поддержки распределенного интеллекта. Каждый "нейрон" (узловая микросхема) этой сети содержит по 3 микропроцессора, один из которых специально выделен для поддержания коммуникационного протокола LonTalk с довольно большими вычислительными издержками. Для облегчения такой вычислительной нагрузки к одному "нейрону" может быть подключено несколько более простых устройств. На базе 48-разрядных идентификаторов возможно построение сетей LON с числом узлов более 32000.

PROFIbus

Самой широко используемой в Европе и США промышленной шиной для систем автоматизации и контроля является PROFIbus (PROcess FIeldbus). Эта шина разрабатывалась совместными усилиями нескольких компаний. Ее многосторонность отражается в применении как на горизонтальных, так и на вертикальных рынках.PROFIbus - это европейский стандарт (EN 50170), в настоящее время поддерживаемый в США профессиональной организацией PROFIbus Trade Organization. Есть несколько различных вариантов сетевого протокола PROFIbus, каждый из которых ориентирован на свою прикладную область:

PROFIbus-FMS,

PROFIbus-DP,

PROFIbus-PA.

PROFIbus-FMS - это универсальный коммуникационный протокол. В основном он используется различными супервизорными задачами на высшем уровне иерархии PROFIbus-системы. FMS стартовал в момент, когда пользователи производственных систем управления стали переключаться на протокол МАР (Manufacturing Automation Protocol). В результате многие элементы обмена сообщениями в FMS похожи на элементы МАР. Однако высокие накладные расходы этого протокола делают его неприемлемым для обслуживания низкоуровневых датчиков.

PROFIbus-DP - это оптимизированный по производительности протокол, разработанный специально для поддержания критичного ко времени доставки обмена информацией между распределенными интеллектуальными узлами ввода/вывода на нижних иерархических уровнях системы PROFIbus. Этот протокол нижнего уровня в части оптимизации для межсоединения низовых интеллектуальных устройстваналогичен протоколу CAL. Он может использоваться в распределенных системах как с одним, так и с несколькими мастер-узлами, допуская подключение к шине до 128 устройств.

PROFIbus-PA обычно применяется в системах автоматизации "влажных" химических и нефтеперерабатывающих отраслей, где из соображений безопасности необходима низковольтная и малоточная логика. Это, по сути, PROFIbus-DP, с теми же протоколами, но в иной физической реализации.

Век частно-фирменных систем управления различными технологическими процессами быстро близится к закату. Сегодня никакой производитель не может поставлять всю номенклатуру требующихся в современных системах управления устройств. Для построения собственных систем от специалистов по автоматике требуется сейчас умение применять высокотехнологичные изделия разных компаний, и, естественно, эти изделия должны быть совместимыми.

Для гарантии совместимости продукции различных производителей необходимы открытые стандарты аппаратных и программных средств. Одним из замечательных примеров реализации этой парадигмы в производстве систем управления является концепция OMAC (Open Modular Architecture Controller), разрабатываемая "большой тройкой" американских производителей автомобилей. В этой концепции для упрощения применения и повышения общности программирования систем управления производственными процессами определяется новый стандарт контроллеров. В качестве шины, обеспечивающей взаимодействие компонентов системы и снижение затрат на обслуживание и обучение персонала, выбрана шина PROFIbus.

Применение стандартного клиент-серверного интерфейса в автоматизированных системах

Другим заслуживающим упоминания стандартом является ОРС (OLE for Process Control). При помощи этого стандартного клиент-серверного интерфейса новые прикладные программы получат возможность обращаться к сервисным функциям существующих SCADA-систем, человеко-машинного интерфейса и других специальных средств управления и контроля. Появление подобного стандарта клиент-серверного интерфейса значительно упростит труд разработчиков прикладного программного обеспечения, традиционно вынужденных писать специализированные коды для получения доступа к данным низкоуровневых протоколов промышленных шин.

В этой области активны следующие компании Intellution, National Instruments, Wonderware, Siemens. 

Поскольку стандарт ОРС объединяет в одну унифицированную структуру OLE, ActiveX, COM и DCOM, он позволит различным офисным приложениям для Windows обращаться как к информации низкоуровневых промышленных шин, так и к данным систем автоматизации и управления высокого уровня. В результате существенно упростится планирование производства, анализ выполнения графиков и представление информации, поскольку все данные будут извлекаться непосредственно из цехового уровня. Так как на все эти задачи накладываются менее строгие ограничения, то для снижения стоимости общей интегрированной системы возможно применение стандартных приложений, средств и утилит обычных настольных систем. 

Перспективы для промышленных шин

Концепция промышленных шин родилась в Европе и развивалась там в течение многих лет. В настоящее время в самых разных специализированных прикладных областях используется более 50 промышленных шин. Вместе с тем (по мере их распространения в США) количество широко поддерживаемых шин не превышает половины десятка. Применение технологии промышленных шин знаменует собой совершенно новую эпоху в управлении процессами. Одна из важнейших примет этой эпохи - смещение интеллекта на нижние иерархические уровни систем автоматизации. Растущие масштабы активного применения промышленных шин позволят вынести несложные задачи контроля за рамки централизованной системы управления на «цеховой» уровень. Распределенные интеллектуальные средства, исполняющие эти задачи, смогут также одновременно собирать информацию реального времени и передавать ее узлам более высокого иерархического уровня.

В результате объем информации «цехового» уровня, собираемой в реальном масштабе времени, значительно возрастет. Только для сохранения, анализа и вывода результатов в реальном времени понадобится повысить производительность и расширить функциональные возможности используемых рабочих станций. Благодаря подобному подходу к "рассредоточению" интеллекта, операторы (а не только инженеры) получат возможность контролировать, настраивать и даже менять параметры автоматизированного процесса непосредственно с рабочего места. Использование в качестве стандартной цеховой платформы операционной системы Windows NT обеспечит применение необходимого инструментария на гораздо более низком управляющем уровне, что приведет к снижению затрат на разработку, а также к ускорению ввода разработанной системы в эксплуатацию.

Исследования показали, что переход от централизованного управления к распределенным архитектурам на базе промышленных шин позволяет достичь экономии до 40 процентов.


3. Расчет экономического эффекта от внедрения автоматизированной системы управления электроснабжением КС-10



Так как в дипломном проекте подробно рассмотрена разработка автоматизированной системы управления электроснабжение (АСУ-ЭС) КС-10, то произведем расчет экономического эффекта от внедрения этой системы.

Краткое описание внедряемой системы

Разработанная система АСУ-ЭС занимается сбором информации о состоянии электроустановок. Данные поступают в диспетчерскую, обрабатываются и предоставляются в удобном для оператора виде. Диспетчер может постоянно получать информацию о состоянии всей системы электроснабжения. Период обновления информации на мониторе АРМ не превышает 1 с. Также предусматривается возможность диспетчерского управления (управление выключателями, аварийными электростанциями). Таким образом, в случае аварии или ненормальном режиме работы энергосистемы диспетчер может быстро принимать решения по ликвидации аварийной ситуации путем оперативных переключений возобновить питание отключенного оборудования.

Цель создания АСУ-ЭС:

		 обеспечить высокий уровень автоматизации контроля, управления и защиты;

		 повышения надежности и экономичности работы оборудования, за счет оптимизации технологических процессов, сокращения времени обнаружения неисправностей, за счет диагностики и информации об отказах, уменьшения времени простоев оборудования после аварийных остановов и в ремонте;

		улучшение условий и производительности труда эксплуатационного персонала за счет повышения информированности о ходе технологических процессов и работе оборудования, качества формирования и анализа оперативной и архивной документации.

Объектами автоматизации являются центральная распределительная подстанция (ЦРП-10 кВ), тринадцать комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4кВ, семь аварийных дизельных электростанций.

Расчет единовременных капитальных затрат на внедрение АСУ-ЭС

Стоимость системы складывается из рыночной цены на программно-аппаратные средства (ПАС) автоматизации, взятые из каталогов фирм производителей. В таблице 3.1 представлены цены на оборудование, общая стоимость равна 1 565 884 руб.

Транспортные расходы определяем в размере 12% от стоимости программно-аппаратных средств



,

(3.1)



где  – стоимости программно-аппаратных средств, руб.

 руб.



Таблица 3.1 – Перечень программно-аппаратных средств автоматизации

Наименование

Кол.

Стоимость, руб.

Затраты на монтаж







Прямые затраты, руб.

Оплата труда рабочих, руб.

1

2

3

4

5

ЦРП









Контроллер RTU-211

1

69310

4890

1630

Источник питания PS1 =220/ =110 В 

1

2350

105

51

Оптоэлектрический преобразователь SPA-ZC17

42

1420

133

58

Оптическая распределительная коробка 24 порта

1

1100

280

112

Кабель интерфейсный RS-485 1м

44

107

2

2

Кабель оптический одножильный, 2 м 

36

48

23

22

1

2

3

4

5

Кабель оптический дуплексный, 10 м

9

290

23

22

Кабель оптический 24-и жильный ДПЛ-М-24, 0,2 км

1

25950

35

34

Трансформаторные подстанции









Контроллер RTU-211

13

73080

5043

1681

Источник питания PS1 =220/ =110 В 

13

2350

105

51

Оптоэлектрический преобразователь SPA-ZC17

13

1420

133

58

Оптическая распределительная коробка 2 порта

3

650

28

11

Кабель интерфейсный RS-485, 1м

13

107

2

2

Кабель оптический одножильный ДПЛ-М, 3,8 км

1

103120

293

117

Кабель оптический дуплексный ДПЛ-М-2, 0,7 км

1

28050

143

55

Диспетчерская









Источник бесперебойного питания

1

8410

168

56

Оптоэлектрический преобразователь SPA-ZC22

3

2240

148

59

Коробка оптическая распределительная 24 порта

1

1100

280

112

Вилка дуплексная ST, 1м

12

56

25

23

Кабель интерфейсный RS-232 

5

124

2

2

Кабель интерфейсный Ethernet, 25м

1

105

54

18

Кабель интерфейсный к антенне GPS RG58, 15м

1

90

79

33

Компьютер базовый

1

16500

2068

1176

Рабочая станция инженера-релейщика 

1

17500

2079

1187

Рабочая станция оператора 

1

17500

2079

1187

Концентратор локальной сети на 12 портов Switch Super Stack 3

1

2090

110

44

Сервер печати 

1

8190

128

61

RAD TinyBridge

2

930

107

43

Приемник GPS 166 Meinbere

1

9570

151

58

Программный пакет MicroSCADA

1

174000





Итого:



1565 884

89 382

33 323



Затраты на монтажные работы определяются для каждого элемента системы по СНиП [10], введенных в 2003 году, и представлены в таблице 3.1. 

Затраты пусконаладочные работы определяются по методике приведенной в ценнике [11], введенном в 1984 году, и разбиваются на этапы приведенные в таблице 3.2.



Таблица 3.2 – Расчет стоимости пусконаладочных работ

Этапы пусконаладочных работ

Прямые затраты, руб.

Оплата труда рабочих, руб.

Подготовительные работы 

32

21

Наладочные работы, проводимые до индивидуальных испытаний

227

148

То же, в период индивидуальных испытаний 

227

148

Комплексное опробование автоматизированной системы и сдача в эксплуатацию

130

84

Оформление рабочей и приемо-сдаточной документации

32

21

Итого: 

649

422



Таким образом, затраты на монтажные и пусконаладочные работы определятся следующим образом



,

(3.2)



где  – прямые затраты на монтажные работы, руб.;

	 – прямые затраты на пусконаладочные работы, руб.; – индекс изменения сметной стоимости монтажно-наладочных работ в 1991 году по сравнению с ценами 1984 года; – индекс изменения сметной стоимости монтажно-наладочных работ в 2004 году по сравнению с ценами 1991 года.

	 руб.

	

,

(3.3)


где  – заработная плата рабочих по монтажным работам, руб.;

	 – заработная плата рабочих по пусконаладочным работам, руб.;

	– районный и северный коэффициенты.

	 руб.

	Накладные расходы определяются в размере 87% от заработной платы монтажному и пусконаладочному персоналу:

	



(3.4)

	

	руб.

	Плановые накопления определяются по формуле

	



(3.5)

	

	 руб.

	В таблице 3.3 представлена сводная таблица по расчету капитальных вложений.

	

	Таблица 3.3 – Результаты расчета капитальных вложений

	Наименование

	Сумма, руб.

Стоимость программно-аппаратных средств

1 565 884

Транспортные расходы

187 906

Затраты на монтажные и пусконаладочные работы

109 046

Затраты на оплату труда монтажному и пусконаладочному персоналу

59 936

Накладные расходы

52 144

Плановые накопления

157 993

Капитальные вложения

2 132 910

Капитальные вложения с учетом НДС

2 516 834

	
Расчет эксплуатационных затрат

	Так как разработанная система построена на базе микропроцессорной техники, вводится в эксплуатацию на 10 лет, то для обслуживания системы необходимо наличие только диспетчерского персонала, состоящего из одного инженера электрика, инженера релейщика и инженера программиста. Таким образом, эксплуатационные расходы будут складываться из фонда оплаты труда трех диспетчеров.

	Списочная численность диспетчерского персонала на непрерывном промысле определяется по формуле

	

,

(3.6)

	

	где  – явочная численность диспетчерского персонала, чел.;

	 – коэффициент перевода явочная численность в списочную.

	чел.

	Расчет фонда оплаты труда диспетчерского персонала определяется по формуле

	

,

(3.7)

	

	где – средняя заработная плата в газовой промышленности за 2004 год, руб.  – единый социальный налог.

	руб.

	Амортизационные отчисления для микропроцессорной техники определяется в размере 10% от стоимости оборудования:

	



(3.8)

	 руб.

	Затраты на оплату за электроэнергию составят

	



(3.9)

	

	где  – тариф за потребляемую электроэнергию, руб. за ;

	 – мощность потребляема аппаратными средствами автоматизированной системы, кВт;

	h – число часов в году, ч.

	 руб.

	Следуя рекомендациям книги [12], применяем следующую методику расчета экономического эффекта. Эффект достигается за счет предотвращения ущерба у потребителей благодаря применению средств автоматизации и определяется по формуле:

	

,

(3.10)

	

	где  – эффект от уменьшения ущерба у потребителей, руб.;

	 – единовременные капитальные затраты на средства автоматизации, руб.;

	Л – число лет использования автоматизированной системы, в течении которых система будет приносить экономический эффект;

	 – эксплуатационные затраты, руб.

В формуле (3.10) для определения эффекта  рассмотрим основной ущерб потребителей связанный с отключениями электроэнергии, вследствие чего предприятие несет потери. В [12] приведены значения удельного ущерба  от недоотпуска электроэнергии. Для газовой промышленности в переводе на цены настоящего года этот показатель составляет 125 руб. на . В книге [13] приведена оценка надежности разных схем электроснабжения компрессорных станций. Для схемы электроснабжения применяемой на КС-10 среднее время простоя всей системы электроснабжения , необходимое для отыскания и устранения причины отказа, составляет 30,1 часов в год. По исследованиям, производимым в США [14], время на отыскание и устранение причины перерыва электроснабжения при применении централизованной АСУ снижается на 40%. Таки образом, для определения среднего значения  можно воспользоваться формулой:



,

(3.11)



где  – удельный ущерб предприятия от недоотпуска электроэнергии, руб/;

Р – значение отключаемой мощности, определяется как средняя мощность потребляемая электроустановками предприятия, кВт;

 – время, на которое уменьшается перерыв электроснабжения, час.

 руб.

В соответствии с формулой (3.9) экономический эффект от применения АСУ-ЭС на КС-10 составит:

 руб.

В таблице 3.4 приведены результаты расчета экономического эффекта от внедрения автоматизированной системы.

	

	Таблица 3.4 – Результаты расчета экономического эффекта от внедрения автоматизированной системы

	

	Наименование

	Формулы

	Сумма, руб.

1

Капитальные вложения с учетом НДС



2 516 834

2

Эксплуатационные затраты



1 447 780



В том числе:







Фонд оплаты труда



1 232 604



Амортизационные отчисления



156 588



Затраты на оплату электроэнергии



58 588

3

Эффект от предотвращения ущерба



3 178 368

4

Эффект от применения АСУ-ЭС



1 478 904



Необходимо подчеркнуть, что применяемый в формуле (3.10) эффект  учитывает снижение только одного ущерба, а именно ущерба от перерывов электроснабжения, достигаемый за счет быстрого разбора и выявления аварийных ситуаций, при получении своевременной и полноценной информации для автоматических или ручных переключении (с системными подсказками для оператора).

 Помимо этого применение автоматизации электроснабжения дает ряд других неявных эффектов:

Благодаря автоматическому техническому учету, появляется возможность рационального использования электрической энергии, а также выявление «невидимых» потерь и непроизводственных расходов.

Диспетчеризация управления энергообъектами с помощью АСУ электроснабжения дает экономию потребляемой электроэнергии за счет автоматического контроля и правильного планирования максимума нагрузки. 

Автоматическое диагностирование режимов работы оборудования, отслеживание выработки ресурса и соответственно своевременность ремонтных работ, ведет к увеличению срока службы оборудования, снижению аварийности и затрат на ремонтные работы.

Снижение потерь от повреждения оборудования за счет предупреждения аварийных ситуаций.


4. Безопасность и экологичность проекта



4.1 Задачи в области безопасности жизнедеятельности



В настоящие время вопросы безопасности жизнедеятельности резко обострилось, и приняли характерные черты проблемы выживания человека. Увеличивается количество различного рода катастроф как природного, так и техногенного характера. При этом количество катастроф, связанное с деятельностью человека и гибелью людей, превышает природные в несколько раз.

Задача безопасности жизнедеятельности – обеспечить комфортные условия деятельности людей на всех стадиях жизни и нормально-допустимые уровни воздействия негативных факторов на человека, и природную среду. 

В соответствии с [16] в Российской Федерации осуществляется государственное управление охраной труда, надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда. Основными направлением государственной политики в области охраны труда является, прежде всего, обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников. Государственное управление охраной труда осуществляется Правительством Российской Федерации. Государство гарантирует работникам защиту их права на труд, при этом должны сохранятся следующие принципы:

охрана труда должна обязательно учитываться при принятии решений по всем вопросам производства и на всех его уровнях; 

обеспечение и организация охраны труда должна быть первоочередной заботой высшего руководящего состава предприятия; 

ответственность за охрану труда должен нести каждый руководитель - от работодателя до мастера; 

при оценке личного вклада любого работника должна учитываться степень его компетентности в вопросах охраны труда.

В ОАО «Газпром» для обеспечения безопасности труда принят специальный документ «Единая система управления охраной труда и промышленной безопасности». Документ устанавливает единые требования к организации безопасности труда в обществе и регламентирует: порядок управления охраной труда, создание здоровых и безопасных условий труда, совершенствование структуры управления охраной труда. Единая система управления охраной труда предусматривает шестиуровневый контроль за состоянием охраны труда и промышленной безопасности. Объектами шестиуровневого контроля являются на 1-м уровне – участок цеха, рабочие места, вахты, на 2-м уровне – цех, служба филиала, на 3-м уровне филиал, на 4,5-м – организация, в зависимости от ее структуры, на 6-м ОАО «Газпром».



4.2 Потенциально опасные и вредные факторы влияющие на человека и окружающую среду



К опасным и вредным производственным факторам, которые могут возникнуть при обслуживании объектов газового хозяйства, относятся повышенная загазованность, повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны, повышенные уровни шума и вибрации на рабочем месте, недостаточная его освещенность, движущиеся детали машин и механизмов.

Компрессорная станция является особо опасным объектом, так как на ней присутствуют или могут образовываться такие вредные вещества как метан, газоконденсат, сероводород, сернистый газ, окись углерода, метанол, антифриз. 

Вредными являются вещества, которые при контакте с организмом могут вызвать производственные травмы, профессиональные заболевания. 

Так как дипломный проект имеет прямое отношение к электрооборудованию, а именно к установке средств автоматизации в ЦПР-10 кВ, и КТП-10/0,4 кВ, то основным опасным фактором, которому подвергается персонал, это электрический ток. 

Особенности поражения электрическим током:

Отсутствие внешних признаков грозящей опасности поражения электрическим током, так как человек не может заранее обнаружить возможность поражения током.

Тяжесть исхода электротравм: потеря трудоспособности при электротравмах, как правило, бывает длительная, возможен даже летальный исход.

Токи частотой 50Гц могут вызвать интенсивные судороги мышц, происходит "приковывание" к токоведущим частям и человек не может самостоятельно оторваться от токоведущих частей.

Основные виды травм при поражении электрическим током:

Электрический ток оказывает на человека внутреннее воздействие, приводит к внешним травмам, электроударам и электрическому шоку.

Внутреннее воздействие может быть термическое, электролитическое и биологическое.

Термическое воздействие - это ожоги, нагрев и повреждение кровеносных сосудов, перегрев сердца, мозга и др внутренних органов, что приводит к их функциональным расстройствам.

Характер поражения током зависит от значения и рода тока, от пути прохождения, длительности воздействия, индивидуальных особенностей человека, от физиологического состояния в момент поражения.



4.3 Охрана труда



Охрана труда представляет собой систему законодательных, технических, санитарно-гигиенических, социально-экономических, лечебно-профилактических и организационных мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда.

Высокая производственная дисциплина всего персонала, четкое знание технологии производства обо всех особенностях обслуживаемого оборудования, строгая регламентация должностных обязанностей, знание и соблюдение правил техники безопасности является обязательным условием безопасности работы на компрессорной станции. 

К работе на КС допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие вводный инструктаж, обучение безопасным приемам и методам работы, инструктаж на рабочем месте по правилам внутреннего распорядка, технике безопасности при эксплуатации технологического оборудования по профессиям и выполнении отдельных видов работ, правилам пожарной безопасности на КС и успешно сдавшие экзамены на допуск к самостоятельной работе. Весь персонал должен уметь оказывать первую помощь пострадавшим. Персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты (СИЗ) в соответствии с типовыми отраслевыми нормами и характером выполняемой работы.

Защитными мерами от поражения электрическим током являются при работах в электроустановках:

защита от прикосновения к токоведущим частям;

защита от прикосновения к нетоковедущим частям;

изолирующие защитные средства.

К средствам защиты от прикосновения к токоведущим частям относится применение малых напряжений не опасных для человека (12, 36, 42 В), контроль за состоянием изоляции в электроустановках, обеспечение недоступности токоведущих частей (используют ширмы, щиты, решетки деревянные, изолирующие прокладки, специальные резиновые или пластмассовые колпаки).

Металлические корпуса электроустановок, так называемые нетоковедущие части, могут случайно оказаться под напряжением. Для защиты людей при прикосновении к нетоковедущим частям служат защитное заземление и зануление.

Изолирующие защитные средства служат для изоляции человека от токоведущих частей оборудования находящихся под напряжением, а так же для изоляции человека от земли в тех случаях, когда возникает опасность поражения электрическим током человека стоящего на земле при прикосновении к токоведущим частям электроустановки или к металлическим корпусам электрооборудования с поврежденной изоляцией. Изолирующие защитные средства делятся на основные и дополнительные.

Монтажные, пуско-наладочные работы выполняются организациями и лицами, имеющими соответствующие лицензии и допуски, соответствующую квалификацию, и ознакомленными с правилами охраны труда и пожарной безопасности.

При этом руководитель организации, на которой выполняются работы, обязан обеспечить:

безопасную эксплуатацию производственных зданий, сооружений, оборудования, безопасность технологических процессов, а также эффективную эксплуатацию средств коллективной и индивидуальной защиты;

режим труда и отдыха, установленный законодательством;

на каждом рабочем месте условия труда в соответствии с требованиями КЗОТ, других нормативных правовых актов и правил по охране труда;

разработку, утверждение инструкций по охране труда, а также обеспечение ими всех работников;

обучение, проведение своевременных инструктажей и проверку знаний работниками норм и инструкций по охране труда;

возмещение вреда, причиненного здоровью работников;

информирование работников о состоянии условий и охраны труда на рабочем месте;

распределение функций по охране труда между специалистами организации.

К работе в помещениях с электротехническим оборудованием допускаются работники, прошедшие инструктаж, производственное обучение, стажировку и проверку знаний.

Для предприятий транспорта газа характерны наличия большого количества горючих газов в магистральных газопроводах, высокое давление в трубопроводах, наличие большого количества горючесмазочных материалов (ГСМ) (турбинного масла). 

Опасность возникновения пожаров на предприятиях газовой промышленности определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами природного газа, который при несоблюдении определенных требований воспламеняется, вызывает пожары и взрывы, влекущие за собой аварии. 

Степень пожарной опасности зависит также от особенностей технологического процесса производства. Пожары на КС происходят в основном из-за воспламенения масла в компрессорных цехах при разрыве маслопроводов и попадания его на горячие поверхности газоперекачивающих агрегатов; разрушение обвязочных газопроводов компрессорных цехов, сопровождающихся воспламенением газа и других горючих веществ и материалов; попадания посторонних предметов в полость нагнетателя; проникновения газа к очагу пожара из-за неплотного закрытия кранов в технологической обвязке; нарушений требований действующих правил и инструкций во время проведения огневых и газоопасных работ, а также требований пожарной безопасности персоналом служб ЛПУМГ.

Борьба с пожарами и мероприятия по их предупреждению могут быть эффективными только в том случае, когда противопожарные правила усвоены и повседневно соблюдаются всем персоналом предприятия.

Для установления и поддержания надлежащего режима эксплуатации все здания и сооружения на КС должны быть классифицированы по взрыво- и пожароопасности, о чем делается надпись на металлических знаках, укрепляемых на воротах, калитках и дверях всех зданий, помещений и объектов, находящихся в ЛПУМГ.

В каждом цехе, на складе и других объектах на основе действующих правил пожарной безопасности должны быть разработаны противопожарные инструкции с учетом специфики производства, а также оперативный план ликвидации пожара, и проводиться систематические тренировки персонала по тушению пожара. 

Контроль за состоянием ОТ и ТБ на КС-10 осуществляется по трехступенчатой шкале. В подразделениях ведутся журналы первой и второй ступени. Третья ступень административно-общественного контроля осуществляется комиссией, состав которой определен приказом. Активное участие в работе комиссии принимают уполномоченные по ОТ по подразделениям. Комиссия АОК проводит обследования объектов и подразделений в соответствии с утвержденным графиком, согласованным с председателем комитета профсоюза.

 Право на отдых обеспечивается установленным для рабочих и служащих рабочей неделей не превышающей 40 часов, сокращенным для ряда профессий и производств продолжительностью рабочей недели, ограничением работы в ночное время, предоставлением ежегодных оплачиваемых отпусков.

Проверки знаний рабочих и ИТР, периодические инструктажи рабочих проводятся согласно утвержденных графиков.

При возникновении несчастного случая на производстве создается комиссия, образуемая из представителей работодателя, а также профсоюзного органа. Состав комиссии утверждается приказом руководителя организации или уполномоченного им ответственного должностного лица. Результаты расследования каждого несчастного случая рассматриваются работодателем в целях разработки и реализации мер по их предупреждению, решения вопросов о возмещении вреда пострадавшим (членам их семей), предоставления им компенсаций и льгот.



4.4 Возможные чрезвычайные ситуации на компрессорной станции



Газовыделения типичны для объектов газовой промышленности, они делятся на фоновые постоянные (через неплотности разгерметизированного оборудования и запирающих устройств); технологически неизбежные эпизодические (при продуах скважин, стравливании из трубопроводов, аппаратов во время ремонтных работ, при открытии сбросных, предохранительных продувочных клапанов и т.д.); технологически неизбежные постоянные (через дымовые трубы и факелы); аварийные (при разрывах, повреждениях оборудования). 

Природный газ мало токсичен, но при содержании в воздухе более 18% оказывает на человека удушающее воздействие. При содержании от 5 до 15% возможно воспламенение (взрыв) газа.

В технологических процессах участвует ряд веществ, являющихся токсичными, взрыво- и пожароопасными - метан, газоконденсат, сероводород, сернистый газ, окись углерода, метанол. Сероводород является сильным нервным ядом, вызывает смерть от останова дыхания, относится к высоко опасным веществам (2-й класс опасности). Сернистый газ и окись углерода сильно раздражают дыхательные пути, имеют 3-й класс опасности. Метанол – сильный яд, опасен тем, что его можно принять за этиловый спирт и получить сильное отравление (30 грамм метанола является смертельной дозой).

В условиях КС наибольшей опасностью является возможность образования взрывоопасных смесей природного газа с воздухом. Наиболее вероятными причинами образования взрывоопасных концентраций газовых смесей, а также концентраций веществ, опасных для здоровья человека, могут быть:

выбросы веществ при нарушениях технологического режима работы оборудования и несоблюдение мер безопасности, предусмотренных регламентами работ и инструкциями по эксплуатации оборудования;

неплотные фланцевые соединения оборудования и трубопроводов с опасными веществами;

выделение вредных и опасных веществ при ремонте и разборке оборудования и трубопроводов.

Наиболее вероятными причинами взрыва при наличии взрывоопасных концентраций могут быть применение при производстве работ в газоопасных зонах искрообразующего инструмента; производство работ в "газоопасных зонах" с применением открытого огня.

При эксплуатации основных производственных процессов предприятий газовой промышленности следует руководствоваться технологическим регламентом, противопожарными требованиями соответствующих глав ведомственных норм и правил. Установки должны соответствовать техническому паспорту.



4.5 Охрана окружающей среды



На компрессорных станциях сосредоточено большое количество энергоемкого оборудования, предназначенного для обеспечения технологического процесса транспорта газа, функционируют разветвленные системы технологических коммуникаций, задействовано большое количество обслуживающего персонала. Для решения текущих и перспективных вопросов, связанных с охраной окружающей природной среды, и выполнения контрольно-измерительных мероприятий на компрессорных станциях созданы специальные экологические службы. 

Основной задачей экологических служб является контроль воздействия КС на окружающую среду. Этот контроль осуществляется с помощью химических и метрологических лабораторий и разного рода производственных служб. К воздействиям на окружающую природную среду при эксплуатации КС следует отнести:

выбросы вредных веществ в атмосферу;

сбросы загрязняющих веществ в водные объекты;

воздействие на почву.

С целью предотвращения загрязнения атмосферы и снижения выбросов природного газа:

производится профилактический осмотр и ремонты ГПА;

выполняется замена дефектных кранов КЦ;

производится ревизия запорной арматуры на продувочных емкостях от пылеуловителей;

осуществляется контроль за содержанием окиси углерода в выхлопных газах автомобилей с карбюраторными двигателями, контроль за дымностью дизельных двигателей;

производятся инструментальные замеры концентраций загрязняющих веществ в отходящих газах от ГПА и определение их объемов.

Основными загрязнителями природных вод на предприятиях газовой промышленности являются производственные, бытовые и атмосферные сточные воды. Сброс сточных вод регламентируется нормами и правилами РФ. Наиболее жестким требованиям должны соответствовать нормативы сброса сточных вод в поверхностные водоемы.

Сброс сточных (производственных и коммунальных) вод в поверхностные водоемы включает нормативно-чистые; нормативно-очищенные; загрязненные.

Нормативно-чистые воды – стоки, отведение которых без очистки в водные объекты не приводит к нарушению норм и качества вод в контролируемом створе или пункте водопользования.

Нормативно-очищенные воды – стоки, которые прошли очистку на соответствующих сооружениях и содержание загрязняющих веществ, в которых должно соответствовать утвержденному предельно допустимому сбросу (ПДС).

Загрязненные сточные воды – стоки, сброшенные в поверхностные водные объекты без очистки (или после недостаточной очистки) и содержащие загрязняющие вещества в количествах, превышающих ПДС. Сюда не включаются коллекторно-дренажные воды, отведенные с орошаемых земель после поливов.

Особенность предприятий газовой промышленности заключается в том, что количество сточных вод сравнительно невелико, а загрязненность их высокая. Очистка сточных вод осуществляется на очистных сооружениях (ОС). 

На каждой компрессорной станции разрабатывается проект предельно допустимого сброса массы вещества (ПДВ).

ПДВ - максимально допустимая к отведению масса вещества с установленным режимом в данном пункте водного объекта (г/с, т/год). ПДВ устанавливается с учетом допустимых концентраций (ПДК) веществ в местах водопользования.

В соответствии с земельным кодексом для строительства промышленных предприятий предоставляются земли несельскохозяйственного назначения или не пригодные для сельского хозяйства, а также сельскохозяйственные угодья худшего качества.

Различные нагрузки на природу при сооружении и эксплуатации газовых объектов формируют изменения ландшафта. В связи с этим исключительно важное значение приобретают проблемы оптимизации строительства и эксплуатации объектов газовой промышленности, с точки зрения минимального воздействия их на природный ландшафт, почвенно-растительный покров, загрязнение территории и т.д.

Одним из основных направлений снижения влияния объектов газовой промышленности на окружающую среду является стремление уменьшить земельные отводы на постоянное и временное пользование. Это достигается применением кустового расположения скважин на промыслах, прокладкой систем многониточных газопроводов в едином технологическом коридоре, использованием технологий блочно-модульного строительства сооружений из готовых заводских элементов, вахтовой организацией строительства и эксплуатации; что позволяет резко сократить площади под промысловую инфраструктуру.

В соответствии с требованиями природоохранного законодательства все земли нарушенные в период строительства и эксплуатации КС подлежат восстановлению. 

Газовая промышленность – одна из наиболее опасных отраслей по загрязнению окружающей среды. По глубине и тяжести воздействия на основные компоненты природы (воздух, почву, воду, растительный и животный мир и человека) она занимает третье место после металлургической и химической промышленности. 

Первоочередной задачей в области охраны природы на предприятиях газовой промышленности является всемерное и последовательное снижение выбросов вредных веществ в окружающую среду доведение их до установленных норм.



4.6 Расчет заземления ЦРП-10 кВ



В качестве основного мероприятия по электробезопасности эксплуатации электроустановок установленных в ЦРП согласно ПУЭ дипломным проектом предусмотрено заземление. Заземлением называют преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством. Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

ЦРП относится к сети с изолированной нейтралью выше 1 кВ, поэтому сопротивление заземляющего устройства в соответствии с [17] не должно превышать 10 Ом и рассчитывается по формуле 




,

(4.1)



где  – ток замыкания на землю, А.

.

Следовательно, сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 10 Ом.

Для выполнения заземления вокруг здания ЦРП выполняется наружный контур размерами 27х17м, состоящий из стальной шины 18 мм, прокладываемой в траншее на глубине 0,5 м и вертикальных электродов 18 мм, забиваемых на глубину до 6 м. 

Сопротивление искусственного заземлителя при отсутствии естественного заземлителя принимаем равным допустимому сопротивлению заземляющего устройства  Ом.

Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей



,

,

(4.1)



где  – удельное сопротивление грунта, ;

	и – повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов, для климатической зоны 3 по табл. 12.2 [15].

,

	.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле из табл. 12.3 [15]



,

(4.2)



где l – длинна вертикального электрода, м;

d – диаметр вертикального электрода, м;

t – глубина заложения вертикального электрода, м.

м.

.

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом по табл. 12.4 [15] коэффициенте использования (отношение расстояния между электродами к их длине равно 1, ориентировочное число вертикальных электродов в соответствии с планом объекта составляет 20)



.

(4.3)



.

Определим расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле из табл. 12.3 [15]



.

(4.4)



.

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов



.

(4.5)



Ом.

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования  по табл. 12.4 [15]



.

(4.6)



.

Принимаем к установке 21 вертикальных электрод, распложенных по контуру расположенного на расстоянии 1 м от фундамента здания ЦРП. Эскиз заземлителя представлен на рисунке 4.1.





Рисунок 4.1 – Эскиз заземлителя распределительной подстанции 10 кВ.


Заключение 



На основании схем автоматизации электроснабжения КС-10 и КС «Ухтинская» была разработана общая схема автоматизации всего энергоснабжения двух КС. На выносном листе 1 показана структурная схема автоматизированной системы управления энергохозяйством, эта система объединила в себе отдельные локальные системы: АСУ-ЭС, САУ-В, САУ-Т, САУ-КОС. Объединение происходит на верхнем уровне, т.е. на уровне диспетчерских или рабочих станций (АРМ) каждой из подсистем. Делается это объединение для двух целей, первая – для согласования работы отдельных подсистем, быстрого и оперативного управления системой энергоснабжения, поддержание ее работоспособности и обеспечение непрерывного снабжения основного производства энергоресурсами. Вторая цель это использование АСУ-Э в качестве источника информации для более глобальной системы, так называемой ИУС-Э (информационно-управляющей системы энергообеспечения). ИУС-Э занимается контролем и анализом в целом всей системы энергоснабжения, решает задачи организации и планирования. Система ИУС-Э функционально распределена по уровням отраслевой системы диспетчерского управления. На уровне предприятия «Севергазпром» функции ИУС-Э следующие: планирование потребности предприятия в энергоресурсах и анализ их потребления; планирование и контроль капитального строительства, модернизации, реконструкции, капремонта энергетического оборудования; контроль за устранением аварий; формирование баз данных; информационное обеспечение производства. 

Объединение двух отдельных автоматизированных систем для КС-10 и КС «Ухтинская» и их составных частей, осуществляется по верхнему уровню через локальные сети диспетчерских. В дипломном проекте верхний уровень АСУ-Э организован на основе сети Ethernet, это связано с тем, что данный стандарт получил широкое применение в построении сетей используемых для разных целей. Главная причина использования Ethernet заключается в том, что это стандарт несложный в эксплуатации, с относительно недорогими компонентами. Так как Ethernet сейчас самая популярная и широко используемая сетевая технология, то, как внедрять и применять ее, знают очень многие.

	Для выполнения поставленных задач АСУ-Э необходимо двенадцать автоматизированных рабочих мест, семь базовых систем. Соединение компьютеров АРМов и базовых систем осуществляется по топологии звезда. Для связи между диспетчерскими используется сетевой мост RAD Tiny Bridge, в котором в качестве линии связи используется оптоволоконный кабель. 

	Предусмотрена интеграция АСУ-Э с АСУ-ТП через шлюзовой компьютер, установленный в диспетчерской N1 АСУ-Э. Интеграция с ИУС-Э осуществляется по телефонной связи через модем установленного на АРМе главного оператора.

В дипломном проекте была разработана система АСУ-ЭС для КС-10 удовлетворяющая требованиям, предъявляемым к системам такого рода, а именно требование быстродействия, помехозащищенности и масштабируемости. 

Быстродействие системы обеспечивается благодаря применению интеллектуальных устройств, таких как контроллеров RTU-211 и цифровых блоков защит Sepam 2000, они имеют высокую скорость сбора и обработки информации (скорость опроса дискретных сигналов 1 мс, аналоговой, для реле Sepam 2000 – 1,67 мс, для RTU-211 – 0,3 мc). Причем благодаря установке блоков сбора данных непосредственно в самом объекте (ЦРП, КТП) нет необходимости передавать по каналу связи между нижним и верхним уровнем всю информацию, а передавать лишь изменения измеряемых параметров. Для обеспечения быстродействия скорость передачи данных выбирается 9600 бит/с. Объем автоматизации электроснабжения КС-10 следующий: 1007 – дискретных сигналов, 530 – аналоговых, но в основном именно от скорости передачи информации зависит загрузка системы, а не от числа точек учета (объема контролируемых параметров). Причем основной объем передаваемых данных это оцифрованные аналоговые сигналы измеряемых токов, напряжений, мощности и т.д. Поэтому загрузка системы будет зависеть от настройки зоны нечувствительности измеряемых параметров. 

Связь нижнего уровня АСУ с базовым компьютером осуществляется по оптическим каналам связи, которые позволяют устранить влияние электромагнитных полей на входы устройств нижнего и верхнего уровней.

Для технического учета электрической энергии используются вычисляемые значения активной и реактивной мощности на каждой отходящей линии ЦРП-10 кВ в реле Sepam 2000. 

В связи с тем, что для надежности системы электроснабжения планируется строительство ЦРП-10 кВ, на площадке КС-10 изменяется схема электроснабжения. Все КТП-10/0,4 кВ расположенные на промпощадке будут запитываться от ЦРП-10 кВ. ЦРП будет получать питание от двух вводов главной понизительной подстанции 110/35/10 кВ от ЗРУ-10 кВ. Поэтому для коммерческого учета электроэнергии достаточно установить в ЗРУ-10 кВ ГПП два счетчика на отходящих ячейках в ЦРП.

Эффект от внедрения АСУ-ЭС на КС-10 достигается за счет предотвращения ущерба от перерывов электроснабжения при авариях, так как благодаря применению средств автоматизации уменьшается время на отыскание причин аварий и времени на их ликвидацию. Рассчитанный эффект составляет 1,47 милл. руб. в год. Кроме этого применение автоматизации электроснабжения дает ряд других неявных эффектов. Благодаря автоматическому техническому учету, появляется возможность рационального использования электрической энергии, а также выявление «невидимых» потерь и непроизводственных расходов. Диспетчеризация управления энергообъектами с помощью АСУ электроснабжения дает экономию потребляемой электроэнергии за счет автоматического контроля и правильного планирования максимума нагрузки. Автоматическое диагностирование режимов работы оборудования, отслеживание выработки ресурса и соответственно своевременность ремонтных работ, ведет к увеличению срока службы оборудования, снижению аварийности и затрат на ремонтные работы. Снижение потерь от повреждения оборудования за счет предупреждения аварийных ситуаций.


Библиографический список



1. Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» – М.: Газавтоматика, 2001. – 77 с.

2. Автоматизация компрессорных станций магистральных газороводов. – Киев: Техника, 1990. – 128 с.

3. Чернобровов Н. В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. – М.: Энергия, 1974. – 689 с.

4. Берман Р. Я. Автоматизация систем управления магистральными газопроводами. – Л.: Недра, 1978. – 159 с.

5. Камнев В. Н. Чтение схем и чертежей электроустановок. – М.: Высш. шк., 1986. – 144 с.

6. Усатенко С.Т., Каченюк Т.К., Терехова М.В. Выполнение электрических схем по ЕСКД. Справочник. – М.: Издательство стандартов, 1989. – 325 с.

7. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.

8. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Барыбина Ю.Г. и др. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 464 с.

9. Ристхейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок. Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 424 с.

10. Строительные нормы и правила РФ ФЕРм 81-03-11-2003. Сборник N 11 "Приборы, средства автоматизации и вычислительной техники".

11. Ценник на пусконаладочные работы № 2 Автоматизированные системы управления 1984-01-01.

12. Шабад М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с цифровыми реле. – М.: НТФ Энергопрогресс, 2000. – 58 с. 

13. Меньшов Б.Г., Беляев А.В., Ящерицын В.Н. Электроснабжение газотурбинных компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Недра, 1985. – 163 с.

14. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике/ Под общей ред. Ю.Н. Руденко и В.А Семенова. – М.: Издательство МЭИ, 2000. – 648 с.

15. Федеральный закон от 17.07.1999 № 181-ФЗ «Об основах охраны труда в Российской Федерации».

16. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472 с.

17. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое. Утв. приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204. – Вестник Госэнергонадзора, № 3, 2002.


Приложение



Характеристики электронных плат контроллера RTU-211



1. Плата центрального процессора 23CP61

Микроконтроллер и память (Процессор шины)

Микроконтроллер с 8 кб внутренней памяти 

для хранения программ: 87C32

Тактовая частота: 11.0592МГц

Размер ОЗУ (внутреннего): 256 байт

		Микропроцессор и память (центральный процессор)

		Микропроцессор:80С186

		Тактовая частота:8.0 МГц

		Размер ОЗУ: 256 кбайт

		Размер флэш-памяти:512 кбайт

		Последовательные интерфейсы

		

		Количество последовательных интерфейсов: 

		4

		Уровни интерфейса для всех последовательных каналов:

		RS485

		Скорость передачи для порта NFK, CPA:

		50-19200 бод

		Скорость передачи для порта MMI:

		9600 бод (строго)

		Скорость передачи для порта PRN:

		50-9600 бод

		Формат данных при передаче по последовательным: каналам (NFK,MMI,CPA) 

		8 бит, проверка на четность,1 стоп-бит



2. Плата цифрового ввода 23BI60R5

Количество каналов:16

Тип входов напряжения: Активные сигналы 

Соединительных зажимов на канал:2

Развязка каналов через оптрон: Да

Диапазоны сигналов: 110 -230 В постоянного тока

Максимально допустимое входное перенапряжение: МЭК 870-3 Класс 3 (от номинального диапазона)+200 % (1 секунда)+125 % (1 минута)

Входные токи для обоих диапазонов: МЭК 870-3 Класс 1 (номинальное значение) 3-5 мА 

3. Промежуточная релейная плата 23RL60

Количество выходных командных реле: 8

Поперечное сечение соединительных зажимов: 2.5 мм2

Индикаторные светодиоды на каждый выход: Да

Развязка между выходными реле: Да

Развязка между выходными реле и электроникой: Да

Время срабатывания командных реле (максимум): 10 мс

Время отпускания командных реле (максимум): 5 мс

Максимальная нагрузка на контакты 220 В пост. тока: 1 А

4. Трехфазный преобразователь измерений переменного тока 23DP61R1

Точность преобразователя 

Значения запоминающего устройства: 1.0 % полного масштаба

Активная, реактивная и полная мощность, коэффициент мощности: 2.0 % полного масштаба

Частота: 0.5 %

Счетчики энергии: 2.0 %

Диапазоны измерений преобразователя 

Напряжение трех фаз, версия R0001:3 x 230 В (50 Гц)

Напряжение нулевой последовательности:0 – 230 В (50 Гц)

Ток трех фаз:3 x 5 A

Ток нулевой последовательности:1 x 5 A

		Обновление измеряемых параметров 

		Напряжение, ток, мощность, реактивная мощность и частота вычисляется при 50/60 Гц и обновляются каждые 2 секунды.