Внедрение новой системы диспетчеризации повышает надежность предприятия

Новая система диспетчеризации 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.

Особенности создания системы

Одним из способов повышения надёжности электроснабжения является внедрение современной системы диспетчеризации. Рассмотрим на конкретном примере создания системы диспетчерского управления (СДУ) на Комсомольском нефтеперерабатывающем заводе компании «Роснефть».

Предприятие обеспечивают электроэнергией четыре линии 110 кВ.

На территории завода расположены две главные понизительные трансформаторные подстанции (ГПП) 110/6 кВ (НПЗ-1 и НПЗ-2), около десяти распределительных подстанций (РТП) 6 кВ и более двух десятков 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. Однако до внедрения системы диспетчеризации дежурная смена сталкивалась с рядом проблем.

На диспетчерском пункте был установлен мнемощит, 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.

После этого дежурный электромонтёр пешком или на служебном транспорте прибывал на РТП, где произошло нарушение, и восстановливал схему.

Причины перебоев устанавливали по визуальной индикации устройств защиты, которая даёт очень ограниченное количество информации.

Отсутствие автоматической привязки к единому времени всех устройств системы затрудняло определение последовательности развития аварий. Дополнительную сложность эксплуатационным службам добавляло то, что разные распределительные устройства строили в разное время с использованием оборудования разных производителей. Всё это приводило к довольно длительным простоям, а неточности в определении причин повышали вероятность повторных аварий.

Трудности были и со сбором информации о текущих режимах работы. Данные собирали вручную путём ежедневных обходов.

Дежурные фиксировали показания щитовых приборов и счётчиков технического учёта электроэнергии, и на основании собранных данных принимали решение о необходимости изменения режимов работы и установок РЗА.

Сам мнемощит был реализован достаточно просто: лампы сигнализации подключали кабелем напрямую к сухим контактам положения коммутационных аппаратов.

Такое решение при всей простоте не являлось достаточно надёжным 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 — величин токов или мощностей по присоединениям.

Для исправления всех этих недостатков и замечаний в 2013 году руководство завода приняло решение о внедрении новых, оперативных средств диагностики и управления энергохозяйством и создании современной единой системы диспетчеризации. Работу по созданию СДУ вели поэтапно.

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.

В ходе выполнения данных работ в службе главного энергетика были окончательно сформированы требования к системе диспетчеризации всего энергохозяйства завода.

Предполагалось серьёзное 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.

Всё это потребовало установки специализированного программного обеспечения (ПО) — полноценной SCADA-системы (от англ. Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных). В качестве такой системы выбрали «СКАДА-НЕВА».

Принцип работы системы

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

В процессе реализации СДУ установили более 30 шкафов с контрольным и коммуникационным оборудованием, смонтировали 3,5 километра контрольных кабелей и проложили 2 километра оптоволоконного кабеля в дополнение к существующим каналам связи. Решили проблемы совместимости с устаревшим и уже снятым с производства микропроцессорным оборудованием. Помимо этого, уже в ходе работ в проект добавляли новые задачи. Например, при реконструкции системы освещения завода, которая производилась в это же время, решили реализовать управление освещением средствами строящейся системы диспетчерского управления. В результате суммарное количество сигналов, обрабатываемых SCADA-системой, достигло 20000.

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».

«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 распредустройства.

Одновременно с микропроцессорных устройств РЗА по шине RS-485 собираются данные нормального режима и записи журналов срабатывания защит. Для подключения терминалов защит к общей сети использованы преобразователи интерфейсов RS 485/Ethernet. Количество аналоговых сигналов, передаваемых всеми устройствами РЗА больше, чем «НЕВА-РАС», но эти данные не подходят для записи аварийных процессов и используются для записи в архив нормального режима и отображения на рабочих местах пользователей.

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 необорудованными микропроцессорными устройствами. Кроме того, встроенный в регистраторы аварийных событий интерпретатор позволяет выполнять дополнительные алгоритмы блокировки. В таких алгоритмах могут учитываться команды пользователя, текущие аналоговые измерения и телесигналы, собираемые «НЕВА-РАС». 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. Для объединения удалённых сегментов сети используются оптоволоконные каналы, а для повышения пропускной способности подключения серверов использованы порты Gigabit Ethernet.

Пунктиром на данной схеме (см. стр. 81) показаны каналы связи, которые будут построены при дальнейшем расширении системы. При этом сеть будет преобразована в избыточную отказоустойчивую структуру. На данном этапе для минимизации последствий возможных отказов сетевого оборудования или обрывов каналов связи два сервера установлены в разных сегментах сети.

При полностью исправной работе сети один из серверов выполняет роль ведущего (master), другой роль ведомого (slave). В случае пропадания связи между серверами каждый из них самостоятельно выполняет все функции в пределах своего сегмента.

В состав программного обеспечения «СКАДА-НЕВА», внедрённого на КНПЗ, входят необходимые компоненты для сбора, хранения, просмотра и анализа информации о состоянии электрооборудования. В первую очередь, это программа «Мнемосхема», которая выполняет функцию мнемощита — 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.

Все события, происходящие в энергохозяйстве, автоматически фиксируются в журнале событий. В данный журнал 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, используя которые можно анализировать события. Предусмотрена цветовая и звуковая сигнализация, позволяющая 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», то есть текущие значения токов, напряжений и нагрузки с периодичностью от секунды — в зависимости от настроек. При этом глубина хранения архивных значений ограничивается только аппаратными возможностями хранилища данных.

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.

К слову

Комсомольский НПЗ располагается в Комсомольске-на-Амуре, занимая около 2км². Мощность завода  позволяет перерабатывать до 8млн. тонн нефти в год. Завод является одним из основных поставщиков нефтепродуктов на рынок Дальнего Востока.

Для просмотра и анализа записанных 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».

Вся собранная информация поступает на два сервера, работающих параллельно, что обеспечивает гарантированную бесперебойную работу системы в случае отказа одного из серверов комплекса. Для защиты системы от несанкционированного вмешательства предусмотрена система авторизации пользователей с разграничением прав на выполнение тех или иных действий по управлению энергохозяйством или изменению настроек СДУ. Для пользователей предусмотрены автоматизированные рабочие места, которые автоматически выбирают активный (работающий в данный момент) сервер и позволяют просматривать доступную информацию или выполнять действия в соответствии с назначенными правами. Часть АРМов предназначена исключительно для оперативного персонала, другая часть — для инженеров, занимающихся настройкой и обслуживанием самой SCADA-системы.

Естественно, что такая масштабная система требует определённой квалификации обслуживающего персонала.

Поэтому параллельно работам по внедрению СДУ провели обучение группы специалистов завода с выдачей свидетельств, дающих право на обслуживание и эксплуатацию ПТК «НЕВА». В результате персонал завода получил мощный и эффективный инструмент для мониторинга и управления энергохозяйством.

Системы диспетчеризации на базе ПТК «НеВА» успешно эксплуатируют на многих промышленных предприятиях, среди которых Хабаровский НПЗ, Минудобрения, Сильвинит, Уралвагонзавод, Сыктывкарский ЛПК и др.

Текст и фото: Трофимов К.С., инженер ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ»