7. Краткое описание функциональной структуры системы....................................22

7.1. Функционирование системы на уровне управления (уровень ТОУ)..................................................22

7.2. Функционирование системы на подуровне АТК ДЦСиП ...................................................................23

7.3. Функционирование системы на подуровне АТК ЦДС ........................................................................23

8. ВОПРОСЫ СОВМЕСТИМОСТИ СО СМЕЖНЫМИ СИСТЕМАМИ И АСУ ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО УРОВНЯ............................................................................... 24

9. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ЭТАПОВ ВНЕДРЕНИЯ ДИСК-110 НА ОАО «ГАЗ»....... 25

10. ОБЩАЯ СТОИМОСТНАЯ ОЦЕНКА СИСТЕМЫ.............................................................................. 27

11. ГЛОССАРИЙ...............................................................................................................................................28

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. СПЕЦИФИКАЦИИ РАБОТ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ.......................31

ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ГРАФИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ ......................................................................................33

1. АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЕМ

Децентрализованные АСКУЭ промышленных предприятий с комплексным учетом энергоресурсов

Инфраструктура предприятия и децентрализованные АСКУЭ

Современная цивилизованная торговля энергоресурсами и система их рационального потребления внутри предприятия основаны на

использовании автоматизированного прибор­ного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего досто­верный, точный, оперативный и гибкий, адап-

Рис. 1. Обобщенная схема комплексного коммерческого и технического учета энергоресурсов промышленного

предприятия и его инфраструктуры

Рис. 2. Децентрализованная АСКУЭ промпредприятия

тируемый к различным тарифным системам учет со стороны как поставщика энергоресур­сов, так и потребителя. С этой целью потреби­тели (поставщики) создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ) — см. рис. 1. При наличии АСКУЭ предприятие полностью конт­ролирует весь процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с постав­щиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергоплатежи. Только благодаря АСКУЭ уда­ется обнаружить и устранить внутри предприя-

тия все непроизводительные расходы энергоре­сурсов, а также решить объективно, на осно­вании беспристрастного машинного отчета спор­ные вопросы между поставщиком и потребите­лем энергоресурсов, его субабонентами.

Многие потребители уже осознали свою за­интересованность в расчетах с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нор­мам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета. Под давле­нием рынка и в виду жизненной необходимости они начинают понимать, что первым неизбеж­ным шагом в направлении обеспечения экономии энергоресурсов и снижения финансовых потерь предприятия является точный энерго­учет. Очевидно, что в рыночных условиях пре­имущества в производстве конкурентоспособ­ной продукции будут у тех предприятий, которые уже осуществляют полный автомати­зированный контроль всех процессов энерго­потребления.

Исторически сложившаяся типовая схема промышленного предприятия (см. рис. 1) включает в себя (с точки зрения энергоучета) иерархию единых территориально распределен­ных производственно-организационных струк­тур (предприятие - площадка - цех - учас­ток - установка) и структур коммерчески само­стоятельных, но связанных по схеме энерго­потребления (абонент и субабоненты), а также собственные источники энергоресурсов (коте­льные) и собственные хозяйственные объекты непроизводственной сферы (детские сады, об­щежития, пионерские лагеря, профилактории, базы отдыха, бани и т.п.). Каждое предприя­тие, стремящееся выжить в условиях высокой стоимости и лимитирования энергоресурсов, должно иметь разветвленную систему энерго­учета и контроля всех энергоносителей (элект­роэнергии, воды, газа, пара и т.д.) по всей своей структурной иерархии вплоть до каждого подразделения, субабонента и рабочего места.

Оптимальная структура АСКУЭ для конт­роля всех видов энергоресурсов по указанному комплексу объектов предприятия — децентра­лизованная АСКУЭ. Она строится на базе не­дорогих малоканальных систем учета со встро­енным табло и клавиатурой, устанавливаемых непосредственно на контролируемых объектах и через среду связи подключаемых к удален­ной ПЭВМ главного энергетика предприятия (рис. 2) [1]. Такая АСКУЭ обеспечивает в реа­льном масштабе времени доступ к информации энергоучета всем заинтересованным лицам: ру­ководству предприятия, руководителям по­дразделений, котельной, обособленных хозяй­ственных объектов, а также субабонентам (доступ к информации на местах обеспечивает­ся через пульт и клавиатуру систем, что не исключает их подключения к местным ПЭВМ с целью улучшения сервиса учета).

Децентрализованные АСКУЭ приближают машинный интеллект к месту потребления энергоресурсов и благодаря этому дают воз­можность персоналу оперативно и эффективно решать на местах задачи учета, контроля и эко­номии. Рассматриваемая структура АСКУЭ позволяет без противоречий объединить в рам­ках единой системы функции коммерческого и технического учета: одна или несколько мало­канальных систем выделяются для решения за­дач коммерческого учета (и соответственно пломбируются энергоконтролирующими орга­низациями), а остальные системы решают за­дачи технического учета (и соответственно от­крыты службе энергетика для оперативного внесения изменений при модернизации схемы энергоснабжения предприятия). Децентрали­зованная АСКУЭ, использующая системы уче­та с дополнительными функциями управления, позволяет реализовать автоматическое управле­ние нагрузкой (потребителями-регуляторами) непосредственно на местах установки систем.

Структуры децентрализованных АСКУЭ

Современная децентрализованная АСКУЭ предприятия строится по трехуровневой схеме (см. рис. 2):

а) нижний уровень — первичные измери­тельные преобразователи (ПИП) с теле­метрическими выходами, осуществляющие не­прерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (расход, мощность, давление, температура, количество энергоносителя, ко­личество теплоты с энергоносителем) по точ­кам учета (фидер, труба);

б) средний уровень — специализирован­ные измерительные системы 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 верхний уровень;

в) верхний уровень — персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специализированным програм­мным обеспечением АСКУЭ, осуществляющая сбор информации от группы систем среднего уровня, итоговую ее обработку как по точкам учета, так и по их группам (подразделениям и объектам предприятия), отображение и доку­ментирование данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия.

Нижний уровень АСКУЭ связан со средним уровнем измерительными каналами, в кото­рые входят все измерительные средства и линии связи от точки учета до системы, включая ее входные цепи (иногда упрощенно под измерительными каналами подразумевают их часть — цепи передачи данных от ПИП до системы). Например, для электроучета под измеритель­ным каналом подразумевается цепочка от пи­тающего фидера до контроллера, включающая измерительные трансформаторы тока и напря­жения - электросчетчик с телеметрическим вы­ходом - двухпроводную линию связи. В свою очередь средний уровень АСКУЭ связан с верхним уровнем каналом связи, в качестве которого могут использоваться физические

проводные линии связи, выделенные или ком­мутируемые телефонные каналы, радиоканалы (в канал связи входят не только линии связи, но и оборудование, обслуживающее эти линии; иногда совокупность каналов связи называют средой связи). Передача данных по этим ка­налам осуществляется, как правило, по стан­дартным интерфейсам и заданным стандарт­ным или оригинальным протоколам обмена.

Большинство преобразователей и ПЭВМ имеет типовые интерфейсы RS-232C, RS-485,ИРПС, которые дают возможность строить различные территориально распределенные и децентрализованные АСКУЭ . Трех-проводный вариант интерфейса RS-232C позволяет простым способом подключать к порту ПЭВМ удаленную (до 900 м) систему учета со скоростью обмена данными 1200 бит/с . При необходимости подключения к компьютеру нескольких систем в ПЭВМ встраивается стандартный мультиплексор RS-232C на требуемое количество каналов (4, 8 или 16). Следует отметить, что для защиты оборудования от перенапряжений в линиях связи (особенно при грозовых разрядах) надо применять сетевые фильтры передачи данных (СФПД). Структуры АСКУЭ, использующие внутризаводские или городские телефонные линии, также работают с интерфейсом RS-232C, к которому в этом случае подключа­ются модемы со стороны как систем, так и ПЭВМ . К такой сети можно подсо­единять неограниченное количество систем при условии, что время сбора данных не лимитиру­ется. В сетях другого типа — с удаленным (до3 км) подключением системы к компьютеру — применяется четырехпроводный интерфейс ИРПС. Для подключения к ПЭВМ нескольких систем по такому интерфейсу испо­льзуется соответствующий мультиплексор ИРПС, встраиваемый в компьютер. Современ­ный интерфейс RS-485 позволяет строить раз­ветвленные децентрализованные АСКУЭ по многоточечной схеме (с удалением систем до 1200 м от ПЭВМ) с минимальными затратами кабеля (используются двух- или четырехпро-водные витые пары) и скоростью обмена дан­ными до 100 Кбит/с .

В типовой трехуровневой структуре АСКУЭ промпредприятия нижний уровень (ПИП) связан со средним уровнем (системы, или вторичные измерительные преобразовате­ли) измерительными каналами. К ним относят­ся первичные преобразователи и линии связи, подключенные с одной стороны к выходам ПИП, а с другой — к входным цепям вторич­ных преобразователей (ВИП). Большинство существующих ПИП для измерения различ­ных видов энергоносителей и их параметров

имеет токовые аналоговые и (или) дискретные выходы. Первичный измерительный преобразователь с токовым аналоговым выходом имеет встроен­ный источник тока (генератор тока с некото­рым внутренним сопротивлением R_вн), кото­рый управляется в функции f ( х ), где х — измеряемый параметр энергоносителя . Ток г = f ( х ) протекает по линии связи и создает на входном нагрузочном рези­сторе R_H вторичного преобразователя соответ­ствующее падение напряжения, которое далее преобразуется в цифровое значение измеряе­мого параметра х. ПИП данного вида имеют, как правило, унифицированные выходные сиг­налы постоянного тока в диапазонах 0-5, 0-20 или 4-20 мА. При этом току i = 0 или 4 мА соответствует некоторое минимальное значение измеряемого параметра х, а току i = i_max (5 или 20 тА) — максимальное значе­ние. Максимально допустимая длина линии связи между ПИП и ВИП, зависящая от значе­ния внутреннего сопротивления R_BH ПИП, ак­тивного сопротивления К_л линии связи, вход­ного сопротивления R_H ВИП, обычно не превышает нескольких десятков метров.

Первичный измерительный преобразователь с дискретным выходным сигналом имеет, как правило, гальванически развязанный выход (схема с открытым коллектором транзистора или релейным "сухим контактом", питание ко­торой осуществляется со стороны источника тока, встроенного в ВИП ). При этом значение тока в линии связи равно i_mi_n или i_max в зависимости от того, закрыт или открыт выход ПИП, что определяется дискретным характером процесса измерения пре­образователем параметра х энергоносителя. Последовательность замыканий-размыканий выходной цепи ПИП обусловливает появление на входе ВИП последовательности токовых двоичных импульсов (О, 1) определенных частоты и длительности, которая используется для цифрового представления измеряемого па­раметра х. Как правило, ток в линии связи не превышает 10-20 мА, а частота импульсов — нескольких герц. Максимально допустимая длина линии связи, зависящая от значения тока ВИП и активного сопротивления линии, может достигать 3 км.

Выбор типов вторичных преобразователей (систем) в АСКУЭ, а также территориально распределенной структуры АСКУЭ (удален­ность точек учета первого уровня от второго) во многом зависит от выходных интерфейсов используемых первичных преобразователей. Этот фактор является системным, и его необ­ходимо учитывать как при разработке новых АСКУЭ, так и при закупке конкретного обору­дования для совершенствования действующей АСКУЭ предприятия. Существующие специа­лизированные системы автоматизации учета электроэнергии (системы типа витебского сум­матора СЭМ-1, пензенского телесумматора "Ресурс-WH", пензенских систем КТС "Энер­гия", КТС "Ток" и др.) обычно имеют дискрет­ные входы, и поэтому не могут непосредствен­но использоваться для учета энергоносителей (в этом случае применяются системы с аналого­выми входами, в частности, пензенские систе­мы "Энергия-Микро Т", "Pecypc-GLH", витеб­ский теплосчетчик ФС-35/10 и др.) [2, 3]. Тем не менее малоканальные системы с диск­ретными входами в сочетании с различными теплосчетчиками и расходомерами являются эффективным средством построения децент­рализованных систем комплексного учета энергоресурсов. Ниже рассматриваются фраг­менты децентрализованной АСКУЭ комплекс­ного энергоучета промышленных предприятий на базе сумматора СЭМ-1 и различных энерго­счетчиков.

Эффективность. АСКУЭ предприятия

Многолетний опыт внедрения АСКУЭ на предприятиях различных отраслей народного хозяйства Республики Беларусь и России по­казал, что получаемая от этого экономия энер­горесурсов достигает от 10 - 15 до 25 - 30 % (в зависимости от предприятия и отрасли) их ме­сячного потребления, а срок окупаемости за­трат на создание АСКУЭ составляет от одного квартала до года. Эффективность внедрения АСКУЭ выражается главным образом в воз­можности получения точного представления о процессе энергопотребления, обоснованного выявления потерь и управления графиком энергопотребления, перехода на выгодный тариф, реализации внутреннего хозрасчета подразделений предприятия по энергоресурсам и достижения экономии внутри подразделений на базе материального стимулирования работни­ков за реальные показатели энергосбережения.

Необходимо отметить, что в процессе раз­вития АСКУЭ малых и средних предприятий на них могут быть дополнительно возложены различные технологические функции, напри­мер, такие, как контроль температуры на скла­дах, в испытательных камерах, технологиче­ских установках, контроль за сточными водами и выбросами и т.п.

Общая часть

Предприятием, для которого разработаны данные предложения, является предприятие машиностроения, ОАО «Энергетик ПМ». Учтена основная специфика данного предприятия - компактность и возможность использования выделенных проводных линий для доставки информации.

Электроснабжение завода от сетей энергосистемы осуществляется через головные подстанции (ГПП) и от собственной ТЭЦ через трансформаторы 110/6, 35/6 кВ

Распределение электроэнергии внутри завода осуществляется через распределительные и трансформаторные подстанции 6/0,4 кВ. общее количество подстанций - порядка 64. От сетей завода осуществляется электроснабжение ряда сторонних организаций.

Целью создания системы является снижение эксплуатационных затрат за счет оптимального управления процессом электроэнергоснабжения, а именно:

• замена физически и морально устаревших комплексов программно-технических средств;

• обеспечение безопасности функционирования объектов;

• снижение затрат живого труда;

• достижение оптимальной загрузки оборудования (особенно - опорных подстанций);

• оптимизация режимов работы технологического оборудования;

• как следствие оптимизации работы оборудования - снижение заявляемых мощностей;

• в плане технического учета потребления электроэнергии - обеспечить оперативный контроль за электропотреблением основных и вспомогательных производственных подразделений завода; также в задачи комплекса входит обеспечение оперативной информацией об энергопотреблении руководителей производственных подразделений ОАО «Энергетик ПМ» для сопоставления этой информации с объемом выпущенной проудкции;

• повышение надежности энергоснабжения конечных потребителей за счет своевременной ликвидации аварийных и предаварийных ситуаций.

Предлагаемая система контроля и управления, как компонента общей системы управления предприятием, предназначена для целенаправленного ведения технологического процесса и обеспечения смежных и вышестоящих систем управления оперативной и достоверной информацией. В рамках этих задач система обеспечивает:

• централизованный контроль и измерение технологических параметров (токи, напряжения, мгновенные мощности);

• косвенное измерение (вычисление) параметров процесса (технико-экономических показателей, косвенных переменных);

• удаленное управление объектами электроэнергохозяйства;

• формирование и выдача данных оперативному персоналу АСУ ТП (или АТК);

• подготовку и передачу информации в смежные системы управления (в отдел учета или отдел реализации электроэнергии).

При разработке данных предложений были использованы следующие нормативно-технические документы из числа инструктивных материалов Главгосэнергонадзора:

1) Общие положения о порядке учета и контроля расхода топлива, электрической и тепловой энергии промышленными, транспортными, сельскохозяйственными и коммунально-бытовыми предприятиями и организациями.

2) Методика определения фактических значений основных параметров потребления электроэнергии на промышленных предприятиях.

3) Порядок установления лимитов потребляемой мощности и контроля за их соблюдением.

4) Инструкция по учету электроэнергии в энергосистемах.

5) Инструкция по определению потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередачи, учитываемых при финансовых расчетах за электроэнергию между энергосистемами и энергосистемой и потребителем.

6) Письмо «О подготовке технико-коммерческих предложений» от 22.03.99 №13/28-460 с приложениями.