SCADA, АСУ ТП, контроллеры – основная тематика журнала «ИСУП»
Журнал «Информатизация и Системы Управления в Промышленности» публикует тематические материалы посвященные SCADA, АСУ ТП, контроллерам, автоматизации в промышленности.

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 статье пойдет речь о создании системы диспетчерского управления (СДУ) на Комсомольском нефтеперерабатывающем заводе компании «Роснефть».

ЗАО «Научно-производственная фирма» «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург

Energosoyuz.png

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

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 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 (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. После этого дежурный электромонтер пешком или на служебном транспорте прибывал на РТП, где произошло нарушение, и приступал к действиям по восстановлению схемы. Причины перебоев устанавливались по визуальной индикации устройств защиты, которая дает 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 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.

 Ris.1.jpg

Рис. 1. Мнемощит диспетчерской службы до реконструкции

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 достаточно простым образом – лампы сигнализации подключались кабелем напрямую к сухим контактам положения коммутационных аппаратов. Такое решение при всей простоте 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 – 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. Работа в этом направлении велась поэтапно и на всех этапах создания СДУ работы выполняла «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ».

ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» – инжиниринговая компания, располагается в Санкт-Петербурге, c 1990 года специализируется на разработке, производстве и внедрении средств для автоматизации объектов электроэнергетики. 

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

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 так же 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 году 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 распредустройствами. 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.

Ris.2.jpg

Рис. 2. АРМ диспетчера и видеопанель

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 (от англ. Supervisory Control And Data Acquisition – диспетчерское управление и сбор данных). В качестве такой системы была выбрана «СКАДА-НЕВА» разработки НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

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 километра контрольных кабелей и проложено 2 километра 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 20 000.

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).

Ris.3.png

Рис. 3. Структурная схема СДУ  базе ПТК «НЕВА» (чтобы увеличить схему, нажмите на нее)

«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 не оборудованные 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 удаленных сегментов сети используются оптоволоконные каналы, а для повышения пропускной способности подключения серверов использованы порты Gigabit Ethernet.
Упрощенно топология сети изображена на рис. 4.

Ris.4.png

Рис. 4. Структурная схема технологической сети СДУ

Пунктиром на данной схеме 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», внедренного 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 (рис. 5). Также непосредственно из программы «Мнемосхема» производится управление оборудованием, с контролем выполнения команд. В результате, в помещении диспетчерского пункта завода был демонтирован старый мнемощит, а на его месте была смонтирована видеопанель, подключенная к АРМ дежурного. Несмотря на относительно большие размеры видеопанели, для удобства персонала в будущем предполагается ее расширение, путем объединения нескольких аналогичных панелей в одну видеостену.

Ris.5.jpg

Рис. 5. Детализация видеокадров от общей схемы завода до ячеек распредустройств (чтобы увеличить изображение, нажмите на него)

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, например, за определенный период времени или связанные с конкретным оборудованием. 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 так же до 60 секунд после аварии. Это позволяет определить причину, подробно рассмотреть развитие аварии, оценить срабатывание устройств РЗА и последствия аварии. 

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 (рис. 6).

Ris.6.png

Рис. 6. Сриншот программы «Осциллограф» (чтобы увеличить изображение, нажмите на него)

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 АРМ-ов предназначена исключительно для оперативного персонала, другая часть – для инженеров, занимающихся настройкой и обслуживанием самой SCADA-системы.

Естественно, что такая масштабная система требует определенной квалификации обслуживающего персонала. Поэтому параллельно работам по внедрению СДУ было проведено обучение группы специалистов завода с выдачей свидетельств, дающих право на обслуживание и эксплуатацию ПТК «НЕВА». В случае возникновения проблемы, с которой инженеры завода не смогут справиться самостоятельно, они всегда могут получить квалифицированную техническую поддержку от специалистов компании «ЭНЕРГОСОЮЗ», участвовавших в проектировании и внедрении данной системы, и имеющие многолетний опыт работы с аналогичными проектами. Кроме того, «ЭНЕРГОСОЮЗ» постоянно совершенствует функциональные возможности программного обеспечения в направлении анализа и систематизации данных о технологических нарушениях, происходящих на энергообъектах. Это позволяет выявить энергообъекты с наибольшим количеством технологических нарушений для принятия соответствующих управленческих решений, а также правильно спланировать ресурсы, выделяемые на техническое обслуживание, ремонт и восстановление основного электрооборудования энергообъектов.

На сегодняшний день на заводе «СКАДА-НЕВА» используется как основная система для интеграции других систем, связанных с энергоснабжением. Так, для удобства персонала, в SCADA-систему помимо управления освещением завода интегрированы данные коммерческого учета. Проектируется расширение системы 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.

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

К.С. Трофимов, инженер
ЗАО «Научно-производственная фирма» «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург,
тел.: +7 (812) 320-0099,
e-mail: mail@energosoyuz.spb.ru
www.energosoyuz.spb.ru





КОМБИНИРОВАННЫЕ РЕЛЕ МАКСИМАЛЬНОГО ТОКА
Не требуется оперативное питание, микроэлектронная элементная база, отсутствует вибрация контактов