ИУС-Э является подсистемой информационно-управляющей системы ОАО «Газпром» [1] и предприятий добычи, транспорта, хранения, переработки газа, функционально распределённой по всем уровням ОСОДУ (отраслевая система оперативно-диспетчерского управления).
Нижним уровнем ИУС-Э являются автоматизированные системы управления объектами энергообеспечения (АСУ-Э) технологических объектов предприятий добычи, транспорта, хранения и переработки газа.
ИУС-Э должна обеспечивать реализацию следующих основных функций:
§ определение потребности в энергоресурсах и планирование норм расхода энергоресурсов по видам деятельности предприятия;
§ управление и контроль производства, распределения и потребления энергоресурсов;
§ учет получаемых, производимых и потребляемых топливо
энергетических ресурсов (ТЭР);
§ анализ расхода энергоресурсов и затрат на их производство;
§ организация и управление техническим обслуживанием и ремонтом энергетического оборудования;
§ контроль за ходом строительства и реконструкций энергетических объектов;
§ паспортизация энергетического оборудования;
§ диагностика энергетического оборудования;
§ информационное обеспечение производства;
§ ведение баз данных.
ИУС-Э распределена по уровням ОСОДУ следующим образом:
§ уровень ОАО «Газпром» (первый уровень ОСОДУ);
§ уровень предприятия (второй уровень);
§ уровень подразделения (третий уровень);
§ уровень объекта (четвертый уровень) – АСУ-Э.
Целью создания ИУС-Э является:
§ повышение оперативности управления и качества энергообеспечения;
§ быстрая ликвидация ненормальных, аварийных и послеаварийных режимов в энергообеспечении;
§ снижение непроизводственных расходов и потерь топливно-энергетических ресурсов;
§ технический и коммерческий учет всех видов энергоресурсов;
§ ведение диагностики и паспортизации оборудования.
Достижение поставленных целей и задач должно осуществятся за счет:
§ применения систем автоматического контроля и регулирования режимов работы и противоаварийной защиты оборудования всех объектов энергообеспечения на базе использования современных сертифицированных средств РЗА, КИПиА, микропроцессорных средств автоматизации и распределенных управляющих программно-технических комплексов с высокой эксплуатационной надежностью;
§ автоматического информационного обеспечения оптимизации режимов энергопотребления;
§ использование унифицированных средств и систем автоматизации, программно-технических комплексов и интерфейсов взаимодействия уровней управления;
§ оптимизация структуры программно-технических средств (ПТС), исключающей избыточность технических средств, снижающей затраты кабельной продукции и трудоемкость технического обслуживания оборудования систем управления.
1.1.2 Структура и функции внедряемой АСУ-Э
Разрабатываемая автоматизированная система представляет собой интегрированную систему управления энергоресурсами компрессорной станции, состоящую из следующих подсистем:
§ подсистема АСУ электроснабжения (АСУ-ЭС),
§ подсистема САУ теплоснабжения (САУ Т),
§ подсистема САУ водоснабжения (САУ В),
§ подсистема САУ канализационно-очистных сооружений (САУ КОС).
§ автоматизированная система комплексного учета энергоресурсов (АСКУ-ЭР).
Деление на подсистемы обусловлено разным характером решаемых задач, территориальной разобщенностью объектов, разной скоростью обработки информации и определяется конкретной технологией управления объектов нижнего уровня.
АСУ-Э компрессорной станцией создается на промплощадках КС-10 и КС «Ухтинская», и предназначена для автоматизации следующих объектов:
§ электростанции собственных нужд (ЭСН), расположенной на площадке КС «Ухтинская»;
§ распределительные устройства (ЗРУ, КРУ);
§ комплектные трансформаторные подстанции (КТП);
§ аварийные дизельные электростанции (АДЭС);
§ системы постоянного тока 220 В и 24 В;
§ объекты теплоснабжения;
§ объекты водоснабжения;
§ объекты водоотведения.
1.1.2.1 Подсистема АСУ-ЭС
Характеристика системы электроснабжения
Главная схема внутреннего электроснабжения состоит из понизительной подстанции 110/35/10 кВ и подстанций 10/0,4 кВ связанных электрической сетью. Понизительной подстанции 110/35/10 кВ находится на балансе АЭК «Комиэнерго», а граница обслуживания установлена на разъединителях между понижающими трансформаторами 110/10 и ЗРУ-10 кВ.
В состав ЭСН входит комплекс сооружений, подстанций связи с энергосистемой, ЗРУ-10 кВ, КТП собственных нужд, блоки турбогенераторов, система постоянного оперативного тока.
ЗРУ-10кВ укомплектованы вакуумными выключателями серии LF и устройствами цифровой релейной защиты Sepam 2000, установленные в шкафах MCset.
Подстанции КТП-10/0,4 кВ предназначены для питания собственных нужд объектных электроприемников и вспомогательных электроустановок. Для особо ответственных электроустановок КТП-10/0,4 кВ выполняют с тремя источниками питания, два от трансформаторов, работающих в режиме неявного резерва, и один – от аварийного дизель-генератора. Эти подстанции оборудованы местными устройствами защиты и автоматики.
Щит постоянного тока (ЩПТ) состоит из набора распределительных панелей оперативного тока, аккумуляторной батареи, зарядных агрегатов, устройств защиты, автоматики и сигнализации.
Источником оперативного тока для питания цепей защиты, автоматики, управления и приводов выключателей являются аккумуляторные батареи =220В, оснащенные устройствами подзаряда от сети переменного тока 0,4 кВ. В некоторых случаях для защиты и автоматики применяется переменный и выпрямленный оперативный ток, получаемый от комбинированных устройств питания от трансформаторов тока, напряжения и других источников.
Для повышения надежности электроснабжения все схемы внутреннего электроснабжения делятся на две независимые подсистемы, взаиморезервируемые на разных ступенях напряжения с помощью устройств АВР. Ответственные электродвигатели и электроприемники, имеющие технологическое резервирование, подключаются к разным подсистемам и также снабжаются технологическими АВР. Ответственные электроприемники, не имеющие технологического резервирования, имеют два ввода питания от разных подсистем и также снабжены устройствами АВР.
Основные функции АСУ-ЭС
Основные функции подсистемы АСУ-ЭС, для объектов оснащенных цифровыми терминалами РЗА (для ЦРП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ):
§ формирование на дисплее оператора мнемосхемы электроснабжения с отображением наиболее важных параметров;
§ дистанционное управление выключателями главной электрической схемы напряжением выше 1000 В (ЦРП-10 кВ) и выключателями питания КТП-10/0,4 кВ собственных нужд (вводными, секционными, аварийного питания);
§ дистанционное управление пуском и остановом аварийных дизельгенераторов;
§ контроль действий оператора при выполнении оперативных переключений;
§ проверка достоверности входной информации;
§ релейная защита шин распредустройств и отходящих присоединений в объеме Правил устройств электроустановок, руководящих указаний по релейной защите и директивных материалов по эксплуатации энергосистем;
§ обработка, регистрация и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой форме;
§ предупредительная и аварийная сигнализация о неисправностях устройств защиты и автоматики нижнего уровня;
§ регистрация последовательности срабатывания защит и противоаварийной автоматики;
§ ведение во всех контроллерах единого времени, привязанного к астрономическому (к Государственной Шкале Единого Времени U.T.C.);
§ регистрация даты и времени аварийных и предупредительных сигналов с присвоением метки времени;
§ контроль режима аккумуляторной батареи, параметров сети постоянного тока;
§ дистанционное изменение уставок и конфигурации цифровых терминалов релейной защиты и автоматики;
§ обработка информации, получаемой от цифровых терминалов и блоков УСО, в том числе регистрация пусков защит и автоматики, а также значений контролируемых параметров (токов, напряжений, частоты, мощности и др.) в момент пуска защит и в момент срабатывания защит с присвоением метки времени;
§ технический учет электроэнергии, формирование информации о потреблении электроэнергии;
§ передача информации о расходе электроэнергии в энергоучетную организацию;
§ контроль качества электроэнергии;
§ работа с архивными файлами;
§ диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ-ЭС;
§ поддержка удаленного доступа к системе;
§ формирование базы данных, суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива;
§ передача на верхний уровень необходимой информации о состоянии системы электроснабжения и расходе электроэнергии.
1.1.2.2 Подсистема теплоснабжения (САУ Т)
Характеристика системы теплоснабжения
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19
