Особенности автоматизации электроснабжения
промышленных предприятий
,
Исторически развитие предприятий электроэнергетического профиля и электрических сетей крупных промышленных предприятий в СССР, а затем в России шло несколько по иному пути, чем в промышленно-развитых странах Запада.
Особенность западного пути заключается в создании избыточных генерирующих мощностей и избыточной пропускной способностей передающих сетей для обеспечения высокой надежности электроснабжения.
Особенность советского и российского пути заключается в создании незначительных запасов генерирующих мощностей и передающих сетей, но с созданием мощной и непрерывной системы контроля за режимами (расчеты и анализ режимов, сильный оперативно-диспетчерский персонал), а также создание эффективной системы противоаварийной автоматики. Эта обусловлено, главным образом, большой разбросанностью мощных источников и потребителей электроэнергии в России (раньше в СССР), вследствие чего очень дорого было резервировать длинные линии электропередачи.
Для подтверждения можно привести примеры крупных системных аварий в США, а также в Западной Европе, в которых участвовали большое количество электростанций и потребителей. В тоже время, случающиеся в России системные аварии значительно меньшего масштаба.
Наличие противоаварийной автоматики и наличие систем расчета и анализа режимов характерно в первую очередь для энергосистем, а для сетей напряжением 35 кВ и ниже (в том числе для сетей электроснабжения промышленных предприятий) подобные системы и комплексы практически не применялись.
В связи с высокой изношенностью первичного и вторичного электроэнергетического оборудования сейчас остро стоит проблема реконструкции электрических сетей, причем это касается как первичного оборудования, так и РЗА, средств измерения и диспетчерского управления. Кроме того, коммерческие взаимоотношения между потребителями и поставщиками электроэнергии вынуждают вводить системы коммерческого и технического учета электроэнергии.
Закономерно, что при выполнении комплексной или частичной реконструкции электрических сетей применяется опыт, методы и подходы, используемые для аналогичных работ на западе. Часто используется западное оборудование и программное обеспечение. Но недостаток финансовых средств, а также высокая стоимость комплексной реконструкции электрических сетей с приведением в соответствие к требованиям западных стандартов по надежности ведет к тому, что реконструкция выполняется частично.
В первую очередь, реконструируются средства измерения и РЗА, которые значительно дешевле реконструкции первичного оборудования. При выполнении реконструкции вторичного оборудования широко внедряются программно-аппаратные средства для автоматизации диспетчерского управления. В основном, при этом внедряются оперативно-информационные комплексы (ОИК) и SCADA-системы. Сейчас прослеживается тенденция, по которой внедрение и реконструкция ОИК и SCADA-системы производится обособленно от внедрения и реконструкции программных комплексов для расчета и анализа электрических режимов. Это обусловлено структурной и организационной особенностью энергопредприятий, где этими задачами занимаются разные службы.
Раньше в предприятиях электрических сетей и в сетях электроснабжения промышленных предприятий отсутствовали средства для расчета и анализа электрических режимов, главным образом из-за отсутствия средств телеизмерения параметров. Сейчас на эти предприятия широко внедряются средства телемеханики, цифровые устройства РЗА и другие измерительные системы, внедряются ОИК и SCADA-системы. Но, в тоже время, программные средства для расчета и анализа электрических режимов практически не внедряются, хотя их стоимость значительно ниже стоимости аппаратных средств измерения.
Следует учитывать, что для большинства видов производств внедрение АСУ ТП с использованием SCADA-систем на верхнем уровне позволяет реализовать полную и автоматизированную (иногда даже автоматическую) систему управления производством. Но для управления электрическими режимами в настоящее время технически невозможно создать полноценную АСУ ТП используя только SCADA-системы. Это вызвано тем, что электрическая сеть линейна и на электрический режим в любой точке влияют все участники единой электроэнергетической системы, особенно близлежащие потребители, генерирующие источники и электрические сети. Математического аппарата большинства универсальных SCADA-систем, которые чаще всего применяются, недостаточно для реализации даже функции расчета установившегося режима электрической сети для целей анализа и планирования. А без этого весь этот набор оборудования и программного обеспечения будет выполнять только функции измерения и хранения данных. Если рассматриваемая электрическая сеть достаточно крупная, то оперативно-диспетчерский персонал не сможет использовать большинство собираемой информации из-за ее огромного количества, что делает бессмысленным само внедрение SCADA-систем.
Поэтому создание полноценных АСУ ТП электрических сетей возможно только в интеграции средств измерения (телемеханика, цифровые РЗА, цифровые счетчики электроэнергии и др.), ОИКов или SCADA-систем и программных комплексов для расчета и анализа электрических режимов.
Для обеспечения наибольшего эффекта программные средства, входящие в состав АСУ ТП должны выполнять следующие функции, для целей планирования режимов и диспетчерского управления электрической сети:
- прием и первичную обработку измерений аналоговых и дискретных сигналов;
- долгосрочное хранение измеренных данных с фиксированной или динамической дискретностью;
- отображение на различных мнемосхемах измеренных параметров режима, причем должны присутствовать средства удобной работы с большими мнемосхемами (масштабирование, скроллинг, поиск и т. п.), а также работа на разных уровнях детализации;
- отслеживание и протоколирование действий пользователей системы;
- расчет текущего (предыдущего) установившегося режима с учетом измеренных параметров режимов;
- расчет любых возможных установившихся режимов на основе реальных режимов с возможностью корректировок любого числа параметров и задания коммутаций электрической сети;
- оценка устойчивости и надежности текущего или планируемого режима;
- расчет электромагнитных и электромеханических переходных процессов (токи КЗ, расчет динамической устойчивости и др.);
- возможность выполнения расчетов и отображения результатов непосредственно с мнемосхемы.
Все эти функции имеются в программно-вычислительном комплексе ПВК АНАРЭС-2000, который можно использовать автономно только для выполнения расчетов режимов, так и в интеграции с другими программными и аппаратными компонентами, входящими в АСУ ТП.
Используя ПВК АНАРЭС-2000 также можно выполнять задачи технического учета, а именно:
- получение, хранение и отображение значение электроэнергии по присоединениям, на которых установлены счетчики электроэнергии;
- получение, актуализацию (контроль, дорасчет и уточнение) и хранение измеренных параметров (токи, напряжения, мощности) нормального электрического режима;
- интегрирование измеренных и/или дорассчитанных мощностей для получения значений электроэнергии, хранение и отображение этих значений;
- автоматический контроль баланса электроэнергии по подстанциям, линиям, трансформаторам;
- дорасчет значений электроэнергии по неизменяемым присоединениям, исходя из баланса электроэнергии;
- расчет потерь электроэнергии по кабельным и воздушным линиям, трансформаторам.
Экономический эффект от создания и внедрения системы автоматизации и диспетчеризации электроснабжения промышленных производств с использованием ПВК АНАРЭС-2000 может достигаться по следующим направлениям:
- Увеличение срока службы первичного и вторичного электротехнического оборудования. Это можно добиться за счет ведения допустимых и оптимальных с технической точки зрения режимов при применении средств оперативного наблюдения за текущим режимом (средства дистанционного измерения + диспетчерский щит + компьютеризированные рабочие места диспетчеров), а также долгосрочного и краткосрочного планирования режимов и прогнозирования аварийных ситуаций.
- Улучшение качества основной продукции промышленных предприятий за счет улучшения качества электроснабжения. Этого можно добиться при непрерывном наблюдении и контроле над параметрами текущего режима, особенно за теми, которые влияют на работоспособность электропривода для основного производства. Для этого используется диспетчерский щит, а также специальные программные средства автоматического контроля параметров совместно со средствами быстрого и наглядного оповещения диспетчера.
- Уменьшение ущерба на основных производствах промышленных предприятий за счет снижения аварий в сетях электроснабжения. Этого можно добиться при непрерывном наблюдении и контроле за текущим режимом (см. предыдущий пункт), а также планированием и прогнозированием режимов сети электроснабжения, в том числе аварийных ситуаций на предмет уменьшения последствий за счет установки дополнительных ограничений к нормальным режимам и корректировок уставок РЗА. Кроме того, анализ протекания предыдущих аварийных ситуаций (на основе данных регистраторов) позволяет выявить оборудование, которое требует дополнительной профилактики или внепланового ремонта.
- Уменьшение времени простоя основного производства промышленных предприятий за счет недопущения возможных аварий, уменьшения времени ликвидации аварий в сетях электроснабжения. См. предыдущий пункт. Кроме того, возможность анализа произошедшей аварии для быстрого поиска места повреждения, особенно в кабельных сетях.
- Уменьшение потерь электроэнергии за счет оптимального ведения электрических режимов. Для этого используются программные средства для оптимизации (уменьшению потерь) и планирования режимов электрической сети.
- Контроль потерь электроэнергии и учет потребляемой электроэнергии различными участками (цехами) основного производства промышленных предприятий за счет внедрения системы технического учета электроэнергии.
