image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 5 2016

Отечественный производитель

»  01.05.2016 10:00 Система диспетчеризации электроснабжения Комсомольского НПЗ
Одним из способов повышения надежности электроснабжения является внедрение современной системы диспетчеризации. Такая система позволяет в реальном времени отслеживать режимы работы системы, своевременно фиксировать изменения режима, предотвращать перегрузки, оптимизировать расход энергоресурсов, быстро реагировать на нарушения в работе и максимально точно устанавливать причину технологических нарушений. В данной статье пойдет речь о создании системы диспетчерского управления (СДУ) на Комсомольском нефтеперерабатывающем заводе компании «Роснефть».
Открыть PDF


Комсомольский НПЗ располагается в г. Комсомольск-на-Амуре, занимая территорию около 2 км2. Предприятие обеспечивается электроэнергией от четырех линий 110 кВ. На территории завода расположены две главные понизительные трансформаторные подстанции (ГПП) 110/6 кВ (НПЗ-1 и НПЗ-2), около 10 распределительных подстанций (РТП) 6 кВ и более 20 трансформаторных подстанций (ТП), обеспечивающих питание 0,4 кВ. Территориальная рассредоточенность электрохозяйства соответствует размерам самого предприятия. Длины кабельных линий между отдельными подстанциями достигают нескольких сотен метров.

В общей сложности распредустройства обеспечивают подключение нескольких сотен фидеров, большинство из которых оборудовано микропроцессорными устройствами защиты.

Столь масштабная система не может работать без централизованного управления, поэтому на предприятии в службе главного энергетика существует диспетчерская служба, круглосуточно следящая за работой энергохозяйства. До внедрения СДУ дежурная смена службы сталкивалась с рядом проблем. На диспетчерском пункте был установлен мнемощит (рис. 1), на который выводилась информация только о положении коммутационных аппаратов основных присоединений без какой-либо дополнительной информации. Сообщения о перебоях электроснабжения остальных потребителей поступали, как правило, по телефону от дежурных соответствующих цехов. Причины перебоев устанавливались по визуальной индикации устройств защиты, дающей очень ограниченное количество информации. Отсутствие автоматической привязки к единому времени всех устройств системы затрудняло определение последовательности развития аварий. Дополнительные сложности эксплуатационным службам создавало то, что распределительные устройства строились в разное время с использованием оборудования разных производителей. Все это приводило к довольно длительным простоям, а неточности в определении причин повышали вероятность повторных аварий. 12-14_r1.png

Трудности были и со сбором информации о текущих режимах работы. Данные собирались вручную, путем ежедневных обходов. Дежурные фиксировали показания щитовых приборов и счетчиков технического учета электроэнергии, и на основании собранных данных принималось решение о необходимости принятия каких-либо мер по изменению режимов работы и уставок РЗА.

Сам мнемощит был реализован просто: лампы сигнализации подключались кабелем напрямую к сухим контактам положения коммутационных аппаратов. Такое решение не являлось достаточно надежным из-за длины линий связи и большого количества промежуточных контактов. В результате большую часть времени мнемощит не был полностью исправен. Кроме того, такой подход крайне затруднял либо делал невозможным вывод дополнительной аналоговой информации.

Для исправления всех этих недостатков и замечаний в 2013 г. руководство завода приняло решение о внедрении новых оперативных средств диагностики и управления энергохозяйством и создании современной единой системы диспетчеризации. Работа в этом направлении велась поэтапно, и на всех этапах создания СДУ работы выполняла «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ» (г. Санкт-Петербург).

Сотрудничество Комсомольского НПЗ и НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» началось в 2000 г., когда на НПЗ-1, обеспечивающей электропитание завода от двух линий 110 кВ, была установлена система регистрации аварийных событий «НЕВА» производства НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». 12-14_r2.png

Данная система состояла из регистратора и автоматизированного рабочего места (АРМ) дежурного, на котором просматривались аварийные осциллограммы и отображалась информация о текущем положении коммутационных аппаратов и значения токов и напряжений. Система позволила в реальном масштабе времени отслеживать изменение текущих нагрузок по основным потребителям, а также вести подробную запись аварий: осциллограммы токов и напряжений (64 канала) и последовательность срабатывания всех механизмов защит и автоматики с точностью до 1 мс (до 240 сигналов). Это существенно упростило выяснение причин аварий и позволило принимать необходимые меры по предотвращению повторения аварийных ситуаций. Кроме того, наличие осциллограмм позволило аргументированно отстаивать позицию в спорах с энергоснабжающей организацией.

К 2013 г. было завершено строительство и ввод новой трансформаторной подстанции НПЗ-2 для подключения к двум новым линиям 110 кВ. В рамках этого проекта было проведено объединение существующей системы РАС НПЗ-1 и новой системы НПЗ-2 и реализована отказоустойчивая схема с применением двух серверов с горячим резервированием. На этапе проектирования было принято решение, что система «НЕВА» будет использоваться не только как регистратор аварийных событий, но и как система дистанционного управления распред-
устройствами. Примененные решения позволили собирать информацию со всех микропроцессорных устройств защиты как КРУЭ-110 кВ, так и КРУ-6 кВ на одном автоматизированном рабочем месте (АРМ) (рис. 2) и с этого же рабочего места управлять всеми коммутационными аппаратами.

В ходе выполнения данных работ в службе главного энергетика были окончательно сформированы требования к системе диспетчеризации всего энергохозяйства завода. Наличие уже работающей системы управления ГПП повлияло на выбор компании для реализации проекта, так как использование уже существующей инфраструктуры и оборудования упростило и удешевило реализацию. Предполагалось серьезное развитие существующей системы – предстояло собрать полную информацию о работе десятка распределительных трансформаторных подстанций. Количество осциллографируемых сигналов с более чем 300 ячеек на всех распредустройствах превысило 2000. В систему должны были быть интегрированы более 200 микропроцессорных терминалов защит, а количество сигналов телеуправления достигло 300. Все это потребовало установки специализированного программного обеспечения (ПО) – полноценной SCADA-системы.
В качестве такой системы была выбрана «СКАДА-НЕВА» разработки НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ». 12-14_r3.png

Для обеспечения непрерывности электроснабжения предприятия выполнение работ было разбито на 18 последовательных этапов. Был составлен график работ, подробный проект, список устанавливаемого оборудования, а также оборудования, которое предстояло интегрировать в систему диспетчерского управления.

В процессе реализации СДУ было установлено более 30 шкафов с контрольным и коммуникационным оборудованием, смонтировано 3,5 км контрольных кабелей и проложено 2 км оптоволоконного кабеля в дополнение к существующим каналам связи. Были решены проблемы совместимости с устаревшим и уже снятым с производства микропроцессорным оборудованием. Помимо этого, уже в ходе работ в проект добавлялись новые задачи. Например, при реконструкции системы освещения завода, которая производилась в это же время, было решено реализовать управление освещением средствами строящейся системы диспетчерского управления. В результате суммарное количество сигналов, обрабатываемых SCADA-системой, достигло 20 тыс.

Установленный программно-технический комплекс (ПТК) «НЕВА» аппаратно состоит из регистраторов аварийных событий «НЕВА-РАС», каналов связи, коммутационного оборудования, преобразователей последовательных интерфейсов, сервера точного времени и двух серверов обработки и хранения данных с установленным программным обеспечением «СКАДА-НЕВА» (рис. 3).

«НЕВА-РАС», установленные на каждой трансформаторной подстанции, ведут сбор текущей информации о состоянии ТП, протекающих нагрузках и положении коммутационных аппаратов, производят запись аварийных осциллограмм при появлении признаков аварии, осуществляют передачу данных на верхний уровень и выдают команды на исполнительные механизмы распред-
устройства.

Одновременно с микропроцессорных устройств РЗА по шине RS-485 собираются данные нормального режима и записи журналов срабатывания защит. Эти данные не подходят для записи аварийных процессов и используются для записи в архив нормального режима и отображения на рабочих местах пользователей. Для подключения терминалов защит к общей сети использованы преобразователи интерфейсов RS-485/Ethernet. 12-14_r4.png

Команды управления могут передаваться как прямо на устройства РЗА по шине RS-485, так и через выходные реле телеуправления, установленные в «НЕВА-РАС». Конструктивно второй способ несколько сложнее, но он позволяет управлять практически любыми механизмами, в том числе не оборудованными микропроцессорными устройствами. Кроме того, встроенный в регистраторы аварийных событий интерпретатор позволяет выполнять дополнительные алгоритмы блокировки. В реализуемой системе диспетчеризации используется управление как через микропроцессорные устройства защиты, так и через регистраторы аварийных событий в зависимости от контролируемого оборудования и необходимости реализации дополнительных блокировок.

Связь всех компонентов системы обеспечивается по сети Ethernet, построенной с использованием сетевых коммутаторов промышленного исполнения с поддержкой технологий избыточности.

В состав программного обеспечения «СКАДА-НЕВА», внедренного на КНПЗ, входят необходимые компоненты для сбора, хранения, просмотра и анализа информации о состоянии электрооборудования. В первую очередь это программа «Мнемосхема», выполняющая функцию мнемощита, – она отображает текущее состояние коммутационных аппаратов и множество других параметров, как измеренных, так и рассчитанных на их основе. Гибкая система видеокадров позволяет просматривать информацию с различной степенью детализации: от общей схемы завода, с перечислением основных параметров (аналогично старому мнемощиту) до отдельных ячеек распредустройств с отображением подробной информации по данному присоединению (рис. 4). Также непосредственно из программы «Мнемосхема» производится управление оборудованием с контролем выполнения команд.

Все события, происходящие в энергохозяйстве, автоматически фиксируются в журнале событий, в который с точностью до 1 мс заносятся данные о срабатывании защит, изменении состояния электрооборудования, действиях персонала и работе самого программного комплекса. Программа просмотра журнала имеет систему фильтров для анализа событий. Предусмотрены также цветовая и звуковая сигнализации, позволяющие настраивать индивидуальные сообщения для отдельных сигналов или для целого класса событий.

Измеренные значения аналоговых сигналов записываются в базу данных программы «Самописец», пользовательский интерфейс которой также позволяет просматривать хранящиеся данные за любой период и выводить их на печать в виде графиков или в виде табличных значений. «Самописец» фиксирует данные нормального режима, т.е. текущие значения токов, напряжений и нагрузки с периодичностью от секунды, в зависимости от настроек.

В случае срабатывания аварийной сигнализации при выходе параметров энергосистемы за предусмотренные диапазоны или по команде оператора запускается осциллографирование параметров. Записанные осциллограммы позволяют рассмотреть процессы, происходящие в системе, с разрешением в 1 мс. При этом цифровой осциллограф настроен таким образом, что записывает как непосредственно момент аварии, так и события до 5 секунд, предшествующих срабатыванию, а также до 60 секунд после аварии. Это позволяет определить причину, подробно рассмотреть развитие аварии, оценить срабатывание устройств РЗА и последствия аварии.

Для просмотра и анализа осциллограмм служит программа «Осциллограф», позволяющая по имеющимся записям измерять токи, напряжения, временные интервалы, строить векторные диаграммы, графики годографа сопротивлений и производить другие действия, необходимые для анализа аварийных событий.

Помимо этого, в составе комплекса имеются подсистема точного времени, обеспечивающая синхронизацию времени всех компонентов системы от единого источника астрономического времени, и подсистема самоконтроля состояния, непрерывно оценивающая состояние оборудования, каналов связи и сигнализирующая в случае возникновения неполадок в самой системе «НЕВА».

На сегодняшний день на заводе «СКАДА-НЕВА» используется как основная система для интеграции других систем, связанных с энергоснабжением. Проектируется расширение СДУ на строящиеся трансформаторные подстанции для новой установки гидрокрекинга, а также рассматривается вопрос подключения управления системой отопления помещений.

Несмотря на большой объем работ, благодаря имеющемуся опыту и грамотной организации работы были выполнены с опережением графика, и менее чем за год полномасштабная СДУ была введена в эксплуатацию. В результате персонал завода получил мощный и эффективный инструмент для мониторинга и управления энергохозяйством.



← Назад к списку


im - научные статьи.