ФЭА / Электроэнергетика / Дипломная работа "Совершенствование методов учета электроэнергии в условиях сов-мещенного графика электрических нагрузок в НГДУ «Елховнефть»"
(автор - student, добавлено - 3-08-2020, 22:06)
Скачать:
СОДЕРЖАНИЕ:
ВВЕДЕНИЕ Нефтегазодобывающие предприятия являются одними из самых ответственных и значительных потребителей электроэнергии среди промышленных предприятий. Для промышленных предприятий характерна значительная территориальная рассредоточённость и недостаточный объём информационно-управляющего взаимодействия диспетчерских пунктов и технологических объектов, включая установки по добыче нефти. АСКУЭ ОАО «Татнефть» предназначена для формирования достоверной и оперативной информации по коммерческому и техническому учету электропотребления и мощности на всех уровнях управления системой электроснабжения. А также для обеспечения финансовых расчетов с энергоснабжающими организациями при использовании сезонных и дифференцированных тарифов на электроэнергию. Для централизованного управления режимами электропотребления была внедренаавтоматизированная системаконтроля и учёта электрической энергии (АСКУЭ) на базе программного пакета «Диск-110». Расчет совмещенной электрической мощности, потребляемой нефтедобывающим комплексом ОАО «Татнефть», проводится с целью снижения величины оплачиваемой мощности за счет эффекта несовпадения максимумов получасовых мощностей каждого НГДУ. Он проводится с применением электронных счетчиков «Альфа», установленных в точках балансового разграничения электрических сетей и обладающих всеми необходимыми характеристиками для проведения расчетов. Данные по электропотреблению собираются с разбивкой по зонам суток (тарифным зонам) в соответствии с интервалами, установленными договорами с отделениями Энергосбыта ОАО «Татэнерго» и дифференцированными тарифами на электроэнергию и мощность.
Переход предприятий ОАО «Татнефть» на дифференцированные по зонам времени тарифы потребовал проведения ряда режимных мероприятий, затрагивающих технологию добычи нефти, так как в целях снижения оплаты за энергию и мощность стало более выгодным увеличивать электрическую нагрузку в ночные часы, а также праздничные и выходные дни и снижать ее в часы утреннего и вечернего пиков нагрузки энергосистемы. Переход к дифференцированной системе оплаты за электроэнергию в зависимости от времени суток позволил ОАО «Татнефть» снизить затраты на нее в 2005 году на 7,8 процента или на 16 млн. рублей, несмотря на 10-процентный рост ее тарифов. В результате перевода Татнефтью своих подразделений с июня 2002 года на расчеты с ОАО "Татэнерго" по совмещенному графику электрических нагрузок, достигнуто дополнительное снижение затрат на оплату мощности на 5-6 процентов. Удельный расход электроэнергии в целом по компании составил 1,6 процента по сравнению с 2004 годом. Основной
задачей является анализ некоторых результатов, полученных в НГДУ в условиях
изменения режимов работы нефтедобывающего Как показалирезультаты эксперимента по определению совмещенной получасовой нагрузки в целом по ОАО «Татнефть», ее максимумы имели место на границах пиковых зон, учитывая, что расчеты велись методом усреднения нагрузок на получасовых интервалах и что время сброса или набора нагрузки было заранее обусловлено с точностью до минуты, а допустимый темп сброса нагрузки и ее набора не нормировался. Этот темп набора и сброса в каждой энергосистеме обусловлен возможностями генераторов электростанций и составом генерирующих мощностей и находится в пределах 2-5%. Таким образом, по условиям ведения диспетчерского режима в энергосистеме необходимо заранее до начала контрольного интервала начинать снижение нагрузки и то же - ее набор, но уже в конце контрольного интервала. Таким образом, дальнейшее продолжение эксперимента по снятию совмещенных графиков нагрузок должно заключаться в их более оперативном контроле (например, с шагом 5 минут) на границах контрольных интервалов с тем, чтобы при управлении нагрузками выдерживались все параметры, в том числе и темпы набора-сброса нагрузок. Основным мероприятием по дальнейшему совершенствованию системы режимного взаимодействия предприятий ОАО «Татнефть» и ОАО «Татэнерго» является переход на централизованное управление нагрузками и централизованный оперативный сбор данных по электропотреблению, для чего необходимо дальнейшее развитие системы автоматизированного учета и управления электропотреблением и заключение единого договора с энергосбытом на отпуск энергии и мощности. Для определения глубины возможного регулирования потребляемой совмещенной мощности необходимо проведение комплекса опытно-экспериментальных работ по оценке влияния этого регулирования на эффективность процессов нефтедобычи и сопутствующих этим процессом вспомогательных мероприятий. По имеющейся схеме внешнего электроснабжения НГДУ «Елховнефть» можно выделить тринадцать основных узлов, в которые входят 19 подстанций, которые получают питание от 2-х подстанций ОАО «Татэнерго» АЭС: ПС №53 «Бухар» и ПС №55 «Нагорное». Сегодняшний день показывает, что НГДУ «Елховнефть» имеет установленные счётчики коммерческого учета в количестве 76 штук. Основная часть счетчиков установлена на границе балансовой принадлежности среднего напряжения 35/6 кВ на подстанциях принадлежащих НГДУ. Средний тариф за электрическую энергию в НГДУ «Елховнефть» является одним из самых высоких в ОАО «Татнефть».
Высокий тариф вызван существующей схемой электроснабжения объектов нефтедобычи НГДУ, по которой основная часть электроприёмников (14 промысловых подстанций из 19) питается от энергоснабжающей организации ОАО «Татэнерго» по тарифу среднего напряжения с более высокой оплатой за мощность и потреблённую электроэнергию.
1ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика современных технических средств учета электрической энергии На сегодняшний день, в ОАО «Татнефть», полностью организована система учёта электрической энергии благодаря установленным счётчикам серии «АЛЬФА» и «ЕвроАЛЬФА», которые установлены на подстанциях балансовой принадлежности 35/6 кВ и ниже. Однако, для получения информации о потреблении электрической энергии, необходимо снятие показаний со счётчиков. Это влечёт за собой необходимость наличия «связующего звена» между точками учёта и «предприятием». Таким «связующим звеном», на сегодняшний день в ОАО «Татнефть», являются сотрудники предприятия, которые вынуждены выполнять плановые посещения точек учёта, с целью снятия показаний. Все эти плановые посещения требуют дополнительных затрат. Сокращение этих затрат было достигнуто благодаря внедрению автоматизированной системы контроля и учёта электрической энергии (АСКУЭ) на базе программного пакета «Диск-110», который на данный момент обеспечил связь счетчиков и центрального компьютера - Энергосервер. Энергосервер, на основе полученных показаний со счётчиков, создаёт базу данных энергопотребления, и ведёт запись событий, происходящих в каждой точке учёта. Связь между компьютером (коммуникационный сервер) и счётчиком осуществляется системой телеметрии, на основе модемной связи (рисунок 1.1). Возможны два варианта получения информации от счётчика: - запрос на получение информации об измеренных величинах электропотребления и диагностики работоспособности счётчика за один дозвон до удалённого модема. В этом случае инициатором запроса является коммуникационный сервер. - счётчик, через канал модемной связи, осуществляет дозвон до коммуникационного сервера по определённому графику. В этом случае инициатором установления связи является счётчик электрической энергии.
Рисунок 1.1 Структурные схемы связи с удалёнными счётчиками
Область применения АСКУЭ – коммерческий учет электроэнергии на электростанциях, подстанциях, промышленных предприятиях и организациях, поставляющих и потребляющих электрическую энергию. Задачи АСКУЭ: Сбор и передача информации от счетчиков коммерческого учета на уровень интегрированной системы «ДИСК-110» ОАО «Татнефть» в следующем объеме: - текущие значения потребленной активной и реактивной электроэнергии за тридцатиминутные интервалы времени по каждой точке коммерческого учета. - временная синхронизация счетчиков коммерческого учета и контролируемых объектов с точностью расхождения во времени не более 1 сек. Сбор и передача информации для контроля и управления режимами энергопотребления в следующем объеме: - усредненные за пятиминутные интервалы времени значения активных и реактивных мощностей. - управление режимами энергопотребления, согласно заданных графиков энергоснабжающей организации, (включение и отключение нагрузок) с применением функций телеуправления. - контроль состояния (телесигнализация)силовых коммутационных аппаратов управления нагрузками. - измерение, контроль и передачу технологических параметров электроснабжения. - технический учет электроэнергии (включая контроль баланса мощности по каждой подстанции или классу напряжения). - организация диспетчерского контроля и управления в ПРЦЭ и Э за ходом энергопотребления и электроснабжения процессадобычи нефти. Функции АСКУЭ. Функциями АСКУЭ являются следующие мероприятия: - формирование нормативно-справочной базы энергоучета предприятия по каждой точке и структуре учета, тарифам, зонам, сменам, аппаратным программным средствам АСКУЭ. - сбор в автоматическом (по заданным периодам времени) и ручном (по запросу оператора) режимам данных о конкретных штатных параметрах каждой системы децентрализированной АСКУЭ по каждой точке и (или) структуре учета. - накопление данных энергоучета в базе данных АСКУЭ на ПЭВМ по каждой точке учета с заданной временной дискретностью на требуемую ретроспективу. - обработка накопленных данных энергоучета в соответствии с действующими тарифами, схемой энергосбережения и структурой учета предприятия. - отражение измерительной и расчетной информации энергоучета в виде комплекса графиков, таблиц и ведомостей на мониторе ПЭВМ. - документирование измерительной и расчетной информации энергоучета в виде комплекса графиков, таблиц и ведомостей на принтере ПЭВМ. - сигнализация о нештатных ситуациях. - прогнозирование нагрузки. Автодиагностика АСКУЭ с анализом поступления информации от первичных преобразователей нижнего уровня, сбоев и отказов систем и каналов связи. Цели АСКУЭ. Система АСКУЭ направлена на достижение следующих целей: - повышение точности и достоверности измерений электроэнергии, а также получение легитимных, коммерческих данных о мощности, позволяет усовершенствовать учёт в электрических сетях всех уровней напряжений и снизить коммерческие потери; - получение данных об электроэнергии и мощности, привязанных к точному астрономическому времени, получение их синхронных интервальных значений позволяет применять экономически обоснованные тарифы и экономичные методы управления энергопотреблением и тем самым снижать издержки производства; - точная, достоверная и легитимная информация позволяет организовать реальный контроль над выполнением договорных обязательств, включая экономические санкции; - автоматизированный учёт потоков электроэнергии и мощности позволяет существенно повысить оперативность проведения взаиморасчётов между субъектами рынка и тем самым ускорить проведение платежей; - повышение точности и достоверности учёта, а также его автоматизация создают предпосылки для проведения реальных мероприятий по энергоснабжению. По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа: локальные (для отдельных предприятий) и региональные (многоуровневые).
Локальная АСКУЭ Локальная АСКУЭ (ЛАСКУЭ), расположенная на одном предприятии (например, на подстанции или заводе), имеет следующую структуру: -счетчики электрической энергии и мощности; -устройства сбора и передачи данных (УСПД) - телесумматоры, мультиплексоры и другие; -сервер опроса УСПД - ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс); на ЭВМ устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений; -рабочие места технологов - ЭВМ, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД и сервер баз данных (БД). В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узел локальной АСКУЭ. Как вариант, возможна организация удаленных рабочих мест. ЛВС АСКУЭ, как правило, имеет топологию "звезда" или "общая шина" и строится с использованием стандартных технических и программных средств. УСПД предназначены для высокоточного коммерческого учета потребления (выдачи) электрической энергии и мощности за фиксированные интервалы времени (в условиях многотарифности), технического учета и мониторинга заданных нагрузок в режиме реального времени. УСПД отличаются типом контроллеров, мощностью и их окружением. Функциональные возможности и производительность могут наращиваться, как за счет перехода от одной серии УСПД к другой, так и путем включения дополнительных модулей в контроллеры. Сбор данных с УСПД осуществляется по цифровым каналам со счетчиков электроэнергии типа АЛЬФА и импульсным каналам со счетчиков, которые удовлетворяют всем типовым техническим требованиям к средствам автоматизации и учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем. УСПД АСКУЭ имеют корпусное исполнение с защитой IP65 (IEC 529 – Российский ГОСТ 14254-80) и шкафное исполнение с защитой IP55, позволяющее устанавливать их как непосредственно на объектах, так и в центрах сбора. УСПД обеспечивает выполнение следующих функций: сбор, обработка, накопление, хранение и отображение данных со счетчиков электроэнергии измерительной информации о потребленной и выданной активной и реактивной энергии и мощности; объединение измерений, полученных со счетчиков в единые групповые измерения, соответствующие конкретным объектам; измерение энергии по заданным тарифам на заданном интервале времени; измерение средних мощностей на двух заданных временных интервалах усреднения; поиск максимальных мощностей на заданных интервалах времени; ведение архивов заданной структуры; поддержание единого системного времени с целью обеспечения синхронных измерений; отслеживание превышения мощностью 2-х заданных лимитов; отображение показаний индикаторов счетчика по измеренной энергии; передача информации от RTU по физической линии, по коммутируемому или выделенному телефонному каналу (или другой физической среде) в центр сбора информации; ввод, накопление, хранение и отображение информации, поступающей из RTU, на центральном пункте учета; защита измерительной информации и метрологических характеристик ИВК от несанкционированного доступа и изменения; контроль работоспособности ИВК. Для непосредственного подключения к отдельным УСПД, а также для считывания информации с группы УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) существует возможность считывания УСПД непосредственно на объекте с помощью переносного портативного компьютера с последующей передачей данных на компьютер верхнего уровня. Выбор технических средств для построения ЛАСКУЭ определяется, в первую очередь, количеством измерительных каналов системы. При построении относительно небольшой системы с высокими требованиями к погрешности результата измерения ЛАСКУЭ обычно строится на базе относительно дорогих интеллектуальных счетчиков электрической энергии, в частности, счетчиков типа "Альфа" производства "АББ ВЭИ Метроника" (Москва) (приложение 1). Данный счетчик имеет высокую надежность (срок службы 30 лет), высокий класс точности (0,2 и 0,5), обеспечивает выполнение функций учета как активной, так и реактивной энергии (прямой и обратной), выполняет запоминание и накопление собранной информации об электропотреблении по четырем тарифам и необходимому числу тарифных зон, а также для используется в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии, имеет высокосортной оптический порт и последовательный интерфейсный выход на переносной компьютер, что обеспечивает документирование собранной информации, в том числе в графическом виде. Счетчики АЛЬФА учитывают электроэнергию по 4 тарифным зонам в сутки (утро, день, вечер, ночь), 4 типам дней недели и 4 сезонам. Автоматически происходит переход на летнее и зимнее время. При построении ЛАСКУЭ для повышения производительности передачи измерительной информации применяют линии связи с уплотнением измерительной информации до ее архивирования в УСПД. Для уплотнения измерительной информации между счетчиками электрической энергии и УСПД включают устройства сбора данных (УСД), осуществляющие прием измерительной информации от ряда счетчиков системы (количество счетчиков, приходящихся на одно УСД, обычно кратно 16), накопление этой информации в течение 10-15 с и передачу накопленной информации в цифровой форме на УСПД системы. Региональная АСКУЭ В ситуации, когда необходимо организовать сбор и обработку данных от нескольких локальных АСКУЭ, создается региональная АСКУЭ (РАСКУЭ), представляющая собой многоуровневую систему. Верхние уровни этой системы образованы узлами, соединенными между собой линиями связи, содержащими соответствующую каналообразующую аппаратуру. Обычно РАСКУЭ строится на принципах организации сетей Интернет и Интранет. К нижнему уровню РАСКУЭ относятся ЛАСКУЭ, от которых поступает информация о потреблении электрической энергии. Необходимо выполнение ряда требований к форматам представления измерительной информации, протоколам обмена и базам данных, в числе которых можно назвать: -универсальный формат представления данных; -согласованный протокол обмена данными; -единую систему описания (кодировки) результатов измерений и вычислений; -возможность организации взаимодействия между узлами РАСКУЭ; -открытость протоколов обмена данными физического уровня и уровня приложения между ЭВМ и УСПД и счетчиками в локальной АСКУЭ; -наличие описания структуры и особенностей реализации базы данных локальной АСКУЭ; -наличие подробного описания принципов функционирования всех компонентов АСКУЭ - как аппаратных, так и программных. Таким образом, счетчики электроэнергии и системы коммерческого учета позволяют: 1.Повысить точность учета. 2.Перейти на расчет за потребленную электроэнергию по дифференцированным тарифам. 3.Перейти на расчет по фактически потребляемой мощности. 4.Автоматизировать процесс коммерческого учета. 5.Начать управлять нагрузкой.
1.2 Особенности построения систем автоматизированного энергоучета НГДУ ОАО «Татнефть» является крупнейшим потребителем электроэнергии. В составе энергетического комплекса функционируют линии электропередач (ЛЭП) 110/35 кВ, обеспечивающие межсистемную связь, а также кольцевые, магистральные и радиально-магистральные, образующие промысловые распределительные сети. Указанные ЛЭП оснащаются устройствами автоматического повторного включения (АПВ), автоматического ввода резерва (АВР), автоматической частотной разгрузки (АЧР) и автоматического повторного включения после АЧР (ЧАПВ). Устройства электросетевой автоматики повышают надежность электроснабжения электроустановок НГДУ. Среди электроустановок имеются потребители первой, второй и третьей категории по надёжности и бесперебойности электроснабжения, что затрудняет организацию их электропитания общими ЛЭП. Объектами управления являются приемники электроэнергии, подключенные к промысловым распределительным сетям, отдельные крупные энергообъекты, размещенные вблизи трансформаторных подстанций 220/6, 110/6, 35/6 кВ и распределительные устройства. Среди объектов управления – смежных электроприемников выделяют потребители-регуляторы (ПР). Счетчики технического учета устанавливают на вводах в распределительных устройствах, на линиях 6 кВ, отходящих от подстанций 110/35/6 кВ. В настоящее время основу систем коммерческого учета ОАО «Татнефть» составляют цифровые микропроцессорные счетчики A1R «Альфа». Данные счетчики наиболее полно отвечают современным требованиям, предъявляемым к АСКУЭ, а также соответствуют принятой концепции построения этой системы на базе интеллектуальных приборов с высокой степенью надежности и возможностью хранения информации об электропотреблении в месте установки прибора учета. Учитывая мировой опыт построения АСКУЭ и сложившуюся структуру системы электроснабжения ОАО«Татнефть» можно рекомендовать следующие принципы ее построения. Места установки приборов учета, по возможности, должны соответствовать границам раздела между энергоснабжающей организацией и потребителем. Данный принцип предусматривает переход с установки счетчи- ков в ячейках 6 (10) кВ в контрольных шкафах 35 и 110 кВ, организацию узлового учета по отходящим линиям от районных подстанций ВЛ 35 и 110 кВ. Реализация этого принципа требует затрат на дополнительное оборудование (измерительные трансформаторы тока, возможная замена измерительных трансформаторов напряжения и средств защиты от атмосферных перенапряжений, прокладка новых и замена существующих контрольных кабелей), однако позволяет минимизировать число точек коммерческого учета, уменьшает затраты на создание информационно-передающей среды, упрощает коммерческие расчеты с энергоснабжающей организацией, облегчает формирование совмещенного максимума по предприятиям и ОАО «Татнефть» в целом. Принцип единой технической политики при построении АСКУЭ должен заключаться в единстве программного обеспечения (ПО), базирующегося на однородных аппаратных средствах. Так как число операционных систем, используемых в компьютерной технике практически сведено до двух: UNIX и Windows, а компьютерная техника и каналообразующая аппаратура имеют практически неограниченную совместимость, принцип единой технической политики должен проводится по линии: первичный прибор учета - УСПД - ПО второго уровня иерархии - ПО первого уровня. В отношении аппаратных средств, в частности важнейшего элемента АСКЭ - УСПД), представляется целесообразным продолжить сотрудничество с производителем первичных приборов учетафирмой АББ ВЭИ Метроника, так как на этом этапе решается наиболее трудная задача - достижение аппаратной совместимости на нижнем уровне иерархии АСКУЭ. В качестве ПО можно рекомендовать программные пакеты АльфаМЕТ и Альфа-Центр на базе СУБД ORAСLЕ того же производителя. Данное ПО соответствует предъявляемым к нему требованиям: различные группы пользователей получают однородный экранный интерфейс; на втором и третьем уровнях иерархии АСКУЭ формируется однотипная отчетная документация и создаются однородные базы данных; однотипная эксплуатационная документация на различные части системы; для эксплуатации различных частей системы требуются специалисты с однотипным набором знаний, прошедшие единые курсы. Реализация предложенных принципов построения АСКУЭ позволит минимизировать затраты времени и средств на создание АСКУЭ, а также упростить ввод в действие и последующую эксплуатацию системы. В НГДУ «Елховнефть» установлены счетчики учета расхода активной энергии во всех двигательных ячейках 6 кВ, установлены счетчики активной энергии на установке комплексной подготовки нефти (УПВСН). Имеются счетчики технического учета расхода электроэнергии на всех отходящих фидерах 6 кВ. Электроснабжение объектов добычи нефти, перекачки воды в пласт НГДУ «Елховнефть» осуществляется от 19-ти подстанций: ПС №222 «Передовая» 110/35/6 кВ и 18-ти подстанций 35/6 кВ (приложение 2). 1. ПС-110/35/6 кВ №222 «Передовая» - 2 х 2,5МВА 2. ПС-35/6 кВ №71 2 х 4 МВА 3. ПС-35/6 кВ №79 1 х 6,3 МВА 4. ПС-35/6 кВ №112 2 х 4 МВА 5. ПС-35/6 кВ №113 1 х 6,3 МВА 1 х 4 МВА 6. ПС-35/6 кВ №130 2 х 4 МВА 7. ПС-35/6 кВ №131 2 х 4 МВА 8. ПС-35/6 кВ №146 2 х 4 МВА 9. ПС-35/6 кВ №152 1 х 4 МВА 1 х 6,3 МВА 10. ПС-35/6 кВ №162 1 х 6,3 МВА 11. ПС-35/6 кВ №171 2 х 4 МВА 12. ПС-35/6 кВ №200 2 х 6,3 МВА 13. ПС-35/6 кВ №208 2 х 6,3 МВА 14. ПС-35/6 кВ №229 1 х 4 МВА 15. ПС-35/6 кВ №236 1 х 4 МВА 16. ПС-35/6 кВ №237 2 х 2,5 МВА 17. ПС-35/6 кВ №244 2 х 4 МВА 18. ПС-35/6 кВ №248 1 х 4 МВА 19. ПС-35/6 кВ №253 1 х 6,3 МВА На 13-ти подстанциях, установлено по два силовых трансформатора мощность которых, от 2500 до 6300 кВА. Все подстанции закольцованы между собой. Контроль заработой подстанций 110/35/6 кВ иуправление ими осуществляется с пульта диспетчера ПРЦЭиЭ по системе телемеханики «КОМПАС ТМ-2.0» с измерительными преобразователями типа ИПЦ-6806. Распределение электроэнергии от ПС-35/6 кВ (ВЛ-6 кВ) общая протяженность которых составляет 960 км, распределенных на 143 фидерах. Около 20% воздушных линий построено с использованием железобетонных стоек. Провод на магистральных линий использован марки АС-70, АС-95. Средняя протяженность одного фидера составляет 6,4 км. В среднем на один фидер 6 кВ приходится 11 скважин. Питание объектов в основном выполняется по схеме глубокого ввода, т.е. на каждую скважину устанавливается собственная понизительная ПС-6/0,4 кВ. Электроснабжение кустовых насосных и других технологических объектов осуществляется от сетей напряжением 35 кВ с подстанций глубокого ввода типа КТПБ располагающихся на общих с ними площадках, рассчитанных на 2,5-10 МВА. В нормальном режиме работы сеть напряжением 35 кВ разомкнута на одной из подстанций. Для распределенияэнергии по кустам скважин: на каждом кусте сооружаются подстанции глубокого ввода на напряжение 35/6 кВ с транзитными линиями, что позволяет при любой аварий в сети сохранить питание технологических объектов. Питание глубинно-насосных установок осуществляется при напряжении 380 В от установленных на скважинах КТП-6/0,4 кВ, питаемых ВЛ-6 кВ. Для станков-качалок наиболее распространенным является короткозамкнутый асинхронный двигатель серии АО. Для асинхронных электродвигателей станков-качалок применяется пусковая и защитная аппаратура: автоматический выключатель с электромагнитным расцепителем максимального тока; установочный автомат, магнитный пускатель.
1.3 Структура комплекса технических средств АСКУЭ НГДУ
В структуре АСКУЭ можно выделить четыре уровня (рис.1.1): первый уровень – первичные измерительные приборы (ПИП) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба и т.п.); второй уровень – устройства сбора и подготовки данных (УСПД), специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхние уровни; третий уровень – персональный компьютер (ПК) или сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам – по подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия;
Рис. 1.1 Структура АСКУЭ
четвертый уровень – сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с ПК и/или группы серверов центров сбора и обработки данных третьего уровня, дополнительное агрегирование и структурирование информации по группам объектов учета, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений персоналом службы главного энергетика и руководством территориально распределенных средних и крупных предприятий или энергосистем, ведение договоров на поставку энергоресурсов и формирование платежных документов для расчетов за энергоресурсы. Все уровни АСКУЭ связаны между собой каналами связи. Для связи уровней ПИП и УСПД или центров сбора данных, как правило, используется прямое соединение по стандартным интерфейсам (типа RS-485, ИРПС и т.п.). УСПД с центрами сбора данных 3-го уровня, центры сбора данных 3-го и 4-го уровней могут быть соединены по выделенными, коммутируемыми каналам связи или по локальной сети. По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим или расчетным учетом называют учет поставки/потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным учетом называют учет для контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета). Рассмотрим структуру КТС АСКУЭ НГДУ на примере многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы (рис.1.2).
Рис.1.2 Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы
Основная часть счетчиков постоянно связана с центрами сбора данных первого уровня прямыми каналами связи и опрашивается всоответствии с заданнымрасписанием опроса, как в третьем способе организации АСКУЭ. Между некоторыми счетчиками и центром сбора данных первого уровня может не быть постоянной связи, они могут опрашиваться с помощью переносного компьютера, как во втором способе организации АСКУЭ. Первичная информация со счетчиков записывается в БД центров сбора данных первого уровня, на них же происходит обработка данных. В центрах сбора данных второго уровня осуществляется дополнительное агрегирование и структурирование информации, запись ее в БД центров сбора данных второго уровня. При таком способе организации АСКУЭ в качестве БД рекомендуется использовать СУБД ORACLE8.X. Основная конфигурация программного комплекса Альфа ЦЕНТР позволяет организовать параллельный сбор данных по 4, 8, 16, 32 каналам связи. При 16, 32 каналах необходимо использовать отдельную ЭВМ в качестве коммуникационного сервера. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, прямым соединением. Параметры каждого канала настраиваются индивидуально, в зависимости от типа линии и ее характеристик. В системе может параллельно работать несколько коммуникационных серверов. При этом описание всех параметров системы сбора данных, описание всех электрических и расчетных схем объектов, а также все первичные и расчетные данные хранятся только на сервере БД и приложений центра сбора данных. Центры сбора данных, как правило, выполняют только функции сбора и обработки данных, АРМы пользователей подключаются к ним по локальной сети. При небольшом количестве счетчиков на объекте центр сбора данных первого уровня может выполнять функции АРМа. Центры сбора данных 1-го уровня связаны с центрами сбора данных 2-го уровня каналами связи. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, прямым соединением по локальной сети.
Сервер сбора данных центра сбора данных 2-го уровня автоматически запрашивает необходимую информацию из БД центров сбора данных 1-го уровня в соответствии с установленным расписанием. Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы позволяет решать следующие задачи: -точное измерение параметров поставки/потребления; -комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты); -ведение договоров и формирование платежных документов для расчетов за электроэнергию; -контроль энергопотребления и ПКЭ по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5 минут, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности; -сопровождение нормативно - справочной информации; -обработка данных и формирование отчетов по учету электроэнергии и контролю ПКЭ; -фиксация отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов; -сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений; -диагностика полноты данных; -описание электрических соединений объектов и их характеристик; -параметризация коммуникаций и характеристик опроса; -диагностика системы; -поддержание единого системного времени.
1.4 Характеристика системы сбора и передачи данных об электропотреблении
Рис.1.3 Структурные схемы связи с удаленными счетчиками
При организации связи с удаленными счетчиками вид канала связи и тип каналообразующей аппаратуры существенного значения не имеет. Использование для построения АСКУЭ счетчика A1R «Альфа», имеющего собственную память для длительного хранения информации в месте сбора, позволило существенно снизить требования к надежности каналов связи, а также снять условие их метрологической аттестации. Для восстановления утраченной и проверки достоверности полученной информации всегда может быть использован повторный запрос, в том числе и с использованием резервного канала связи, или считывание информации после восстановления работоспособности основного канала. Так же в качестве резервного канала связи может рассматриваться вариант считывания информации с помощью переносного компьютера с дальнейшим ее переносом на сервер АСКУЭ. Отказ одного или нескольких каналов связи не приводит к снижению достоверности передаваемой информации, что особенно важно для систем коммерческого учета электропотребления, а только к задержке ее передачи на верхний уровень. При этом использование канала связи для постоянной передачи информации технического учета является диагностикой состояния канала для передачи коммерческой информации. Так как запросы на передачу коммерческой информации имеют относительно большие интервалы (около 1 суток), то для нее могут быть широко использованы существующие общие каналы связи. В дальнейшем, при переходе на передачу технической информации и управление режимами электропотребления, АСКУЭ потребует создания выделенных постоянно действующих каналов связи с высокой пропускной способностью. Ниже кратко рассмотрены некоторые виды каналов связи и дана оценка возможности их использования при создании АСКУЭ ОАО «Татнефть». 1. Транкинговая связь. По своим функциональным возможностям приближается к сотовой связи, при этом существенно дешевле ее. Каналы транкинговой связи соответствуют требованиям к каналам передачи коммерческой информации АСКУЭ и могут быть задействованы в наименее загруженное ночное время. Может использоваться на всех уровнях иерархии АСКУЭ. Положительным фактором является высокая пропускная способность канала, а следовательно малое время передачи информации. Учитывая наличие собственных каналов транкинговой связи ОАО «Татнефть» на первых этапах создания АСКУЭ данный тип связи представляется предпочтительным. Однако с ростом объемов передаваемой информации малое число каналов связи будет служить сдерживающим фактором. Также следует обратить внимание на невозможность некоторых комплектов аппаратуры работать в длительном режиме. 2. Сотовая связь. К положительным сторонам следует отнести высокую скорость передачи информации и высокую помехозащищенность каналов сотовой связи, большое число одновременно действующих каналов. Недостатками являются высокая стоимость оборудования и эфирного времени, а также работа сотовой сети, в основном в населенных пунктах и вдоль автомобильных дорог. Может использоваться как основной и резервный канал связи для передачи коммерческой информации об электропотреблении с уровня НГДУ на уровень ОАО. 3. Оптоволоконная связь. Имеет крайне ограниченное применение из-за высокой стоимости оборудования и прокладки оптоволоконных кабелей. Однако является наиболее перспективной и с ростом объемов передаваемой информации ее внедрение представляется неизбежным. К достоинствам следует отнести практически неограниченное число каналов связи, высочайшую помехозащищенность и скорость передачи информации, превышающую возможности всех остальных типов связи. Наиболее широкое применение может найти при переходе на передачу технической информации и управление электропотреблением. Может использоваться на всех уровнях иерархии АСКУЭ. 4. ВЧ-связь по ВЛ 35 и 110 кВ. Может найти ограниченное применение при передаче информации от промысловой распределительной подстанции до узловой подстанции НГДУ. К недостаткам следует отнести низкую несущую частоту, а следовательно, низкую скорость передачи информации. 5. Коммутируемые каналы связи. В настоящее время наиболее широко распространенные каналы связи, во многих случаях их использование является единственно возможным. К недостаткам можно отнести низкую помехозащищенность и относительно низкую надежность. В системах АСКУЭ будут применяться очень длительное время. Могут использоваться на всех уровнях иерархии АСКУЭ. 6. Выделенные проводные каналы связи. Могут использоваться на всех этапах внедрения АСКУЭ для передачи информации с первого на второй уровень иерархии. Недостатками являются низкая помехозащищенность и надежность канала связи, а также относительно невысокая пропускная способность. 7. УКВ-связь. Основным недостатком является крайне низкая помехозащищенность, зависимость от атмосферных условий и малое число предоставляемых каналов связи. Может использоваться как основной или резервный канал связи при передаче коммерческой информации об элекгропотреблении с первого уровня иерархии АСКУЭ на второй.
1.5 Характеристика потоков информации об электропотреблении НГДУ
Сбор и обработка информации об электропотреблении необходимо осуществлять автоматически. Данные о потреблении электроэнергии, средней мощности за определенный интервал времени должны поступать на центральный диспетчерский пункт, в удобном для регулирования виде. Данным требованиям отвечают автоматизированные информационно-измерительные системы учета и контроля электроэнергии различного типа. Они обеспечивают технический и коммерческий учет потребляемой электроэнергии в соответствии с действующими тарифами, контроль расхода электроэнергии, выдачу необходимой информации для диспетчера в цифровой форме, контроль и фиксацию превышения лимита электропотребления. Регулирование электропотребления предприятия предполагает наличие в системе его электроснабжения средств сбора, передачи, обработки и представления информации об электропотреблении в форме, дающей возможность использования её для выработки регулирующих воздействий. Системы регулирования электропотребления подразделяются на диспетчерские, автоматизированные и автоматические. Рассмотрим на примере внедренной в НГДУ «Елховнефть» системы телемеханики «КОМПАС ТМ-2.0» с измерительными преобразователями типа ИПЦ-6806. Система «Компас 2м» предназначена для автоматизации процесса контроля и управления электроэнергоснабжением НГДУ «Елховнефть». Каксистема автоматизированного управления технологическим процессом электроэнергоснабжения, «Компас2м» является компонентой интегрированной информационной системы предприятия, решающей проблемы целенаправленного ведения технологического процесса с целью снижения затрат на единицу выпускаемой продукции и обеспечения смежных систем управления достоверной и своевременной информацией. Основными объектами автоматизации являются: •Технологические объекты управления (TOУ) - электроустановки заказчика (подстанции 110/35/6 кВ,35/6 кВ, РУ 6 кВ); •Оперативно-диспетчерская служба НГДУ; •Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ) НГДУ; • Службы подстанций; • Отдел Главного энергетика (ОГЭ) НГДУ; • СНЭРС.
Целями создания и внедрения системы «Компас2м» в НГДУ «Елховнефть» являются : •Организация технического икоммерческого учета потребляемой электроэнергии; • Организация диспетчерского контроля за ходом технологического процесса электроснабжения; • Снижение затрат и потребления электроэнергии за счет повышения оперативности управления нагрузками; • Снижение потерь от простоев, связанных с авариями электрооборудования; •Снижение аварийности электрооборудования засчет повышения оперативности контроля за своевременным проведением планово-предупредительных ремонтов (ППР). «КОМПАС ТМ-2.0» - это семейство контроллеров, оптимизированных для решения узкоспециальных функций и в связи с этим разбитых на группы: ·контроллеры связи и согласователи интерфейсов; ·контроллеры ввода-вывода; ·контроллеры системы управления мимическим щитом; ·сервисное оборудование (инженерные панели, имитаторы и т.п.); ·коммутационное оборудование (вводные клеммники, устройства защиты от повреждающих помех, блоки реле-повторителей и т.п.); ·компоновочное оборудование (шкафы, панели и т.п.); ·программное обеспечение; Устройство контрольного пункта, реализованное на базе семейства «КОМПАС ТМ-2.0», в общем виде состоит из сервера и связанных с ним через магистраль RS-485 контроллеров ввода-вывода. Входы контроллеров ввода аналоговых сигналов ТИТ подключены непосредственно к измерительными преобразователям, входы контроллеров ввода дискретных сигналов ТС – к датчикам состояний объектов, а выходы управляющих контроллеров – к цепям исполнительных реле. В качестве сервера устройства КП обычно используются контроллеры связи, обеспечивающие связь с ПУ. Оборудование ПУ, реализованное на базе семейства «КОМПАС ТМ 2.0» представлено: группой контроллеров связи, объединенных магистралью RS-485, подключаемыхк серверу ПУ (ПЭВМ) через специальный контроллер-мультиплексор. Число контроллеров связи покрывает имеющееся на ПУ число каналов связи с устройствами КП. Для электропитания контроллеров предлагаются одноступенчатые блоки питания с дополнительным вводом резервного питания, номинальным напряжением 220 В постоянного тока, а также двухступенчатый блок бесперебойного питания с аккумуляторной батареей. Встроенный в блок питания микроконтроллер обеспечивает управление зарядом батареи, контроль напряжения и ограничение разряда. Основными достоинствами комплекса, выполненного на базе семейства «КОМПАС ТМ 2.0», являются: ·масштабируемость устройств комплекса, позволяющая телемеханизировать как малые, так и большие подстанции. Это дает возможность потребителю использовать однородное оборудование для телемеханизации подстанций различного уровня; ·возможность последующего наращивания информационной емкости эксплуатируемого оборудования телемеханики при развитии телемеханизированных объектов; ·высокая разрешающая возможность времени регистрации событий и периодических срезов профиля параметров; ·широкий набор контроллеров связи, оптимизированных под различные каналы связи; ·минимальная стартовая стоимость оборудования, обладающего минимальной избыточностью; ·высокая надежность каналов телеуправления с многоуровневой защитой от ложных срабатываний; ·широкий диапазон рабочих tº для оборудования КП (от –40 до + 70 °С); ·возможность организации «прозрачных» каналов для независимых АСКУЭ; ·высокая надежность оборудования и длительный гарантийный срок (3 года).
Рис. 1.4 Структура телемеханического комплекса «КОМПАС ТМ 2.0»
Технологические объекты управления (ТОУ) ТОУ можно разделить на следующие типы - подстанции АЭС ОАО «Татэнерго», подстанция 110/35/бкВ, подстанции 35/6 кВ и РУ 6кВ. Объекты в основном типовые, располагаются в закрытых не отапливаемых помещениях. На всех головных ПС и некоторых ПС 35/6 кВ организованны узлы коммерческого учета на счетчиках «АЛЬФА». Часть объектов территориально совмещена с объектами ППД. Объекты располагаются от диспетчерского пункта (ПРЦЭиЭ) радиально с максимальным удалением до 40км. Местность холмистая - перепады высотой 150 м. Компоненты могут быть установлены как на одну рабочую станцию, так и распределены по сети. Оборудование среднего уровня системы смонтировано на подстанциях (110/35/6 кВ). Подстанции имеют двухцепной вод сети 110 кВ. Число ячеек КРУ 6 кВ – 23, число ячеек КРУ 35 кВ – 4. В каждой ячейке КРУ устанавливается цифровой измерительный преобразователь ИПЦ-6806 производства Воронежской фирмы «Электромеханика».
ИПЦ-6806 выполняют следующие функции: -измерение тока, напряжения, активной и реактивной мощности по каждой фазе; -накопление (подсчет) активной и реактивной энергии как в прямом, так и в обратном направлениях (потребленной и возвращенной, соответственно); -измерение частоты сети; -измерение тока на двух аналоговых входах (0¸5)мА или (0¸20)мА; -функции телеуправления и телесигнализации; -подсчет количества импульсов поступивших на входы телесигнализации ТС5 и ТС6; -включение выходов телеуправления в случае выхода измеряемых параметров за установленные пределы или при появлении сигнала на входа телесигнализации; -индикацию измеренных и вычисленных параметров на встроенном цифровом индикаторе (для исполнения со встроенным индикатором). Результаты измерений выводятся на цифровой индикатор и передаются по линии связи в стандарте интерфейса RS-485. Комплекс должен состоять из следующих уровней: • Нижний уровень -уровень сбора и передачи информации. от объекта управления (ТОУ) на уровень локальной сети предприятия, а также уровень управления ТОУ на базе программируемыхлогических контроллеров (PLC); • Средний уровень (уровень цеха)- уровень первичной обработки и представления оперативных данных для контроля и управления объектами (Система Компас2м). Уровень представляет собой набор рабочих мест диспетчеров, а так же сервера ввода/вывода и промышленной базы данных; • Верхний уровень -уровень корпоративной базы данных (информационная система). Этот уровень предназначен для объединения всей информации, получаемой из различных источников в едином хранилище.
Рис. 1.5 Комплекс передачи результатов измерений
Комплекс должен функционировать в едином информационном пространстве объединения. Это должно обеспечиваться использованием единой базы данных для всех подразделений, участвующих в автоматизации. Нижние два уровня вместе представляют собой систему телеметрии и могут функционировать независимо от верхнего уровня. Сервер ввода/вывода состоит из двух программных продуктов ПО сбора данных и интерфейсною ПО. Верхний уровень является потребителем информации, получаемой снизу, и предназначен для решения следующих задач: • Учет (коммерческий и технический) электроэнергии • Учет энергетического оборудования и планирование ремонтов • Ведение в базе данных оперативной информации диспетчеров Система должна функционировать в круглосуточном режиме для обеспечения постоянного контроля за состоянием энергоснабжения и снятия показаний со счетчиков. Оборудование нижнего уровня системы представлено комплектным устройством типа КР205Е. Связь между верхним и средним уровнями осуществляется по транкинговой сети Nokia Actionet (МРТ-1343, МРТ-1327). Для передачи телеинформации использован специальный сервис передачи данных сети (без выделения отдельного канала). Для минимизации графика телеинформации в канальном оборудовании комплекса реализован специальный набор процедур, обеспечивающий минимальное полное время телепередачи информации об изменении состояний ТС (событий ТС), оптимальный поток данных ТИТ и ТИИ, а также минимальное время прохождения исполнительных команд телеуправления. В качестве терминалов сети Nokia Actionetиспользуются радиостанции типа RD72NOKIA (type: RD72D57G-A2, Code1751A2 A02) с установленным модулем DL72. Радиостанция питается от блока питания напряжением 12 В постоянного тока. Максимальный ток, потребляемый радиостанцией от блока питания–3,5А. Передача информации между средним и нижним уровнями осуществляется по фазным проводам ВЛ-6 кВ в полосе частот 60-62 кГц. Скорость передачи – 600 Бод. Структура канала связи между средним и нижним уровнем – магистральная. Центральная часть оборудования КП смонтирована в навесном шкафу. ИПЦ смонтированы в ячейках КРУ взамен демонтированных индукционных счетчиков. Корпус шкафа должен быть электрически соединен с контуром защитного заземления подстанции. Цепи ТИТ и ТС вводятся внутрь шкафа через гермоввод нижней панели и подключаются непосредственно к винтовым зажимам разъемных клеммников «А» и «B» контроллера CK103E согласно его руководства по эксплуатации. Корпус шкафа должен быть надежно подключен к контуру защитного заземления объекта. Для реализации основных функций сервера ПУ предлагается специальное приложение для ПЭВМ, реализованное по компонентной архитектуре для платформы Win98/NT и обеспечивающее основные функции по конфигурированию оборудования комплекса и активизации информационных потоков между пунктами. Это приложение обеспечивает необходимый сервис для оперативно-информационного комплекса (ОИК).
1.6Принципы построения совмещенного графика электрических нагрузок НГДУ
«Площадка» пиковых нагрузок достаточно узка (10 получасовых интервалов в сутки) и поэтому перенос даже в незначительном объёме нагрузок на другие интервалы приводит к существенному изменению величины оплачиваемой мощности даже в случаях высоких значений дисперсии этой мощности. Это обстоятельство требует более детального анализа возможностей снижения оплачиваемой мощности, среди которых можно отметить два: - совершенствование управления нагрузками на пиковых интервалах полностью исключив даже их разовый «выброс» за наиболее вероятные значения в верхнюю сторону от этих значений, - переход на централизованное управление нагрузками с единого диспетчерского центра. На рисунке 1.6 приведены кривые распределения получасовых пиковых нагрузок в летние месяцы (рабочие дни) по НГДУ «Елховнефть».
Похожие статьи:
|
|
Возможны два варианта
получения информации от счетчика A1R «Альфа»: запрос на получение информации об
измеренных величинах электропотребления и диагностики работоспособности группы
счетчиков (счетчика) за один дозвон до удаленного модема. В этом случае
инициатором запросом является коммуникационный сервер. Во втором варианте
инициаторами установления связи являются счетчики, которые по определенному
графику дозваниваются до коммуникационного сервера. При организации
разветвленной и территориально рассредоточенной АСКУЭ с использованием общих
каналов связи предпочтение следует отдать первому варианту, как менее
затратному по времени. Примеры структуры схем связи с удаленными счетчиками
приведены на рис. 2.1.
