Вопросы создания интегрированной системы управления технологическими процессами и энергоснабжением, компрессорной станцией Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

АВТОМАТИЗАЦИЯ

В.А. Зимин, к.т.н., генеральный директор; С.А. Голиков, технический директор;

В.Н. Смирнов, зам. технического директора; А.Ф. Гриценко, зам. технического директора вф «ЭЛНА»

вопросы создания интегрированной системы управления технологическими процессами и энергоснабжением, компрессорной станцией

В настоящее время фирма «ЭЛНА» имеет серьезный положительный опыт по разработке, поставке и сопровождению в эксплуатации систем САУ ГПА и САУ КЦ для газотранспортных предприятий ОАО «ГАЗПРОМ». Наши системы САУ КЦ и САУ ГПА успешно эксплуатируются на ГКС ОАО «Лентрансгаз», ОАО «Томск-трансгаз» и ОАО «Уралтрансгаз».

В стадии завершения (приемочные испытания) находится работа по внедрению в эксплуатацию АСУ Э на Волховской КС ОАО «Лентрансгаз», в различных стадиях (разработка, производство, монтаж) находятся еще несколько систем АСУ Э. Накопленный опыт разработки, поставки и эксплуатации систем дает нам основание для постановки вопроса о создании интегрированной системы управления компрессорной станцией АСУ ТП КС.

Интегрированная система управления компрессорной станцией разрабатывается в соответствии с «Общесистемными требованиями к ОСОДУ ЕСГ России». В этой статье приведены основные функции системы на уровне ЛПУ, КЦ, агрегатов и вспомогательного оборудования. Интегрированная автоматизированная система управления технологическими процессами и энергоснабжением компрессорной станции магистральных газопроводов строится, как распределенная система управления с децентрализацией отдельных функций управления.

целями создания интегрированной асу тп и ЭС являются:

• повышение оперативности и качества принятия решений по управлению энергоснабжением и системой газоснабжения;

• повышение надежности газоснабжения и энергоснабжения, быстрая ликвидация предаварийных и аварийных режимов с последующим анализом аварийных ситуаций;

• технический и коммерческий учет расхода газа и электроэнергии;

• введение диагностики работы оборудования.

Достижение поставленных целей осуществляется за счет внедрения систем автоматического управления и проти-воаварийной защиты оборудования, а также, АСУ ТП и АСУЭ на базе современных микропроцессорных систем и программно-технических комплексов с высокой надежностью, позволяющих решать как задачи оперативного управления, так и расчетные задачи и задачи оптимизации режимов. Интеграция систем АСУ ТП КС с АСУ производственно-хозяйственной деятельности (ПХД) и АСУ финансово-экономической деятельности (ФЭД) предусматривает использование задачами АСУ ПХД и ФЭД данных, собираемых, обрабатываемых и вычисляемых в процессе функционирования АСУ ТП КС, а также совместное использование каналов региональной и общеотраслевой сетей передачи данных. В состав АСУ ТП ЛПУ в соответствии с техническими требованиями интегрируются САУ КЦ, САУ ЭСН, СЛТ Магистраль, СКЗ «Пульсар», САУ ГИС и АСУ ЭС.

иасу представляет собой трехуровневую систему:

1 уровень - ДП ЛПУ (ДП КС) с основными функциями:

• информационное взаимодействие с ЦДП и смежными ЛПУ;

• сбор информации, оптимизация и контроль режимов работы КС, ЛПУ;

• контроль режима и технологического состояния и управление объектами ЛПУ;

• дистанционное управление ГПА, кранами (включая охранные и краны на перемычках), ВО;

• автоматизированное поддержание и регулирование заданных режимов работы КС;

• контроль и учет расхода газа МГ и потребителей в рамках ЛПУ;

• контроль, учет и анализ расхода энергоресурсов (электроэнергия, тепло, вода, топливный газ, жидкое топливо и др.);

• планирование(нормирование) расхода энергетических ресурсов;

• контроль и управление энергетическим оборудованием.

2 уровень - управление КЦ, отдельными технологическими объектами с основными функциями:

Функции управления и регулирования:

• автоматический контроль параметров, характеризующих режим работы КЦ в

Рис. 1. Структурная схема интегрированной АСУ КС

целом; обнаружение отклонений от установленных режимов функционирования технологических объектов КЦ;

• автоматическое управление основными технологическими узлами и механизмами КЦ по заданным алгоритмам логического управления;

• автоматический нормальный останов КЦ по заданным алгоритмам;

• автоматический аварийный останов КЦ со стравливанием и без стравливания газа по сигналам каналов защиты либо по команде оператора;

• экстренный аварийный останов КЦ;

• дистанционное управление отдельными механизмами технологических объектов КС;

• автоматическое поддержание заданного режима работы КС (КЦ);

• изменение режима работы КС (КЦ) с целью увеличения или уменьшения производительности;

• выбор ГПА, подключаемых к общей нагрузке по команде оператора;

• распределение и выравнивание нагрузки между ГПА, работающими на общую нагрузку, в соответствии с их нагрузочной способностью;

• безударная загрузка ГПА в магистраль;

• автоматическое и дистанционное управление антипомпажным клапаном;

• автоматическое управление технологическими установками, через локальные САУ.

Функции защиты:

• локализация нештатных ситуаций, возникающих при эксплуатации КС (КЦ), приводящих к выходу из строя технологического оборудования и угрозе жизни человека:

• ситуации, связанные с пожаром;

• ситуации, связанные с наличием метана в воздухе;

• ситуации,связанные с выходом из строя технологического оборудования или непроизвольное достижение опасных режимов работы.

Функции контроля:

• контроль исправности цепей управления и наличия напряжения питания в цепях управления исполнительными механизмами;

• автоматический непрерывный контроль исправности цепей особо ответ-

ственных аналоговых и дискретных датчиков;

• контроль исправности основных технических средств САУ КЦ;

• контроль исправности каналов связи с САУ ГПА и общецеховым технологическим оборудованием.

3 уровень - локальные системы автоматического управления (САУ). Структурная схема интегрированной АСУ КС приведена на рис 1.

1 УРОВЕНЬ ВКЛЮЧАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ КОМПОНЕНТЫ:

• резервированный АРМ диспетчера ЛПУ (КС), предназначенный для сбора и отображения информации, необходимой для осуществления оптимального управления станцией;

• АРМ технолога;

• АРМ энергетика, предоставляющий главному энергетику информацию о работе подсистемы АСУ Э и возможность дистанционного управления объектами.

• АРМ инженера-электрика, предоставляющий информацию о работе АСУ ЭС и возможность дистанционного управления системой, и возможность дистанционного управления объектами.

• пульт управления телемеханикой, связанный с АРМ диспетчера.

• серверы основной (резервированный) и архивный, аккумулирующие всю информацию по функционированию ЛПУ (КС) и представляющие ее по запро-

сам подсистем верхнего уровня АСУ, а также через маршрутизатор на уровень ЦДП.

Все компоненты уровня 1 связаны между собой и с подсистемами уровня 2 локальной сетью ETHERNET через маршрутизатор, обеспечивающий обмен информацией между всеми компонентами интегрированной АСУ КС.

САУ КЦ

2 уровень представляет собой САУКЦ. 2 уровень включает следующие компоненты:

• резервированный АРМ диспетчера КЦ, предназначенный для сбора и отображения информации, необходимой для осуществления оптимального управления цехом;

• АРМ автоматической системы пожаротушения АСПТ;

• резервированный сервер архива и резервированный сервер SCADA, предназначенные для архивирования данных о функционировании цеха;

• сервер OPC для обслуживания связи с верхним уровнем управления;

• цеховой контроллер, оптимизирующий работу цеха по заданным критериям путем перераспределения нагрузки между агрегатами;

• коммуникационное устройство, осуществляющее связи между компонентами 2-го уровня САУ КЦ, связи с верхним уровнем управления и с локальными САУ 3-го уровня;

АВТОМАТИЗАЦИЯ

• локальные САУ технологического оборудования цеха (САУ УП, САУ ОХР, САУ АВО и др.).

Структурная схема САУ КЦ традиционна. Остановимся на некоторых особенностях ее реализации.

1. Важнейшим условием функционирования САУ КЦ является надежная связь с локальными САУ технологического оборудования цеха. Для обеспечения такой связи применена локальная сеть ETHERNET 100 мгб с «горячим» резервированием. Физическая среда локальной сети - оптоволокно. Управление функцией резервирования осуществляется функцией SCADA TRACE MODE, используемой в данном проекте.

2. С целью надежного сохранения информации по функционированию цеха введено горячее резервирование основных серверов системы.

3. На уровне локальных САУ технологического оборудования «горячее» резервирование управляющих контроллеров введено в случаях значительного удаления САУ от диспетчерской или сложности алгоритма управления. Так полное или частичное резервирование введено на охранных кранах САУ ОХР, узле подключения САУ УП.

4. В случае применения газоперекачивающих агрегатов с регулируемой производительностью для надежного обеспечения функции управления режимом работы агрегатов требуется также «горячее» резервирование цехового контроллера

СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ САУ ГПА.

САУ ГПА предназначена для выполнения функций автоматического управления, регулирования, контроля и защиты, обеспечивающих длительную безаварийную работу электроприводных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций.

Система автоматического управления ГПА обеспечивает управление ГПА в целом.

САУ ГПА управляет: системой управления частотного преобразователя, системой управления магнитными подвесами, нагнетателями, крановой обвязкой.

Основные функции САУ ГПА представлены ниже.

Функции контроля и регулирования:

• сбор, обработка и представление информации, характеризующей режимы работы агрегата;

• диагностика работы агрегата;

• автоматический контроль выполнения всех команд управления и регулирования, формируемых САУ;

• непрерывный автоматический контроль исправности цепей аварийных, дискретных и аналоговых датчиков;

Функции защиты:

• интегрального и повышающего трансформаторов, а также контроль температуры обмоток интегрального трансформатора;

• преобразователя частоты;

• регулируемого по частоте вращения электродвигателя в диапазоне 0,03-50 Гц;

• автоматический контроль выполнения всех команд управления и регулирования, формируемых САУ;

• антипомпажное регулирование и антипомпажная защита агрегата;

Функции управления:

• автоматическое регулирование и контроль необходимых параметров агрегата;

• перевод ГПА из резерва в рабочий режим в автоматическом режиме без присутствия сменного персонала;

• работа агрегата на всех рабочих режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала, а также функционирование в составе комплексной системы автоматизации компрессорной станции;

• автоматическое и дистанционное выполнение и контроль предпусковых операций;

• автоматический пуск, нормальный и аварийный останов агрегата по заданному алгоритму.

Алгоритмы системы управления пуском, работой и остановок ГПА должны предусматривать:

• включение, получение диагностической информации по интерфейсу, останов системы управления магнитными подвесами;

• разгон и торможение двигателя с заданным ускорением в пределах допустимой перегрузки преобразователя частоты.

Информационные функции:

• непрерывный контроль технологических параметров, в т.ч. измерение и представление по вызову оператора на экране МПУ и/или ПКУ значений параметров в единицах измерения физических величин по ГОСТ 8.417;

• непрерывный контроль и индикация предупредительной и аварийной сигнализации;

• индикация состояния исполнительных механизмов;

• индикация датчиков и неисправности цепей управления исполнительными механизмами;

• передача информации на ПЭВМ ПКУ по сети Ethernet.

• предупредительная и аварийная сигнализация;

• расчет параметров ГПА;

• архивирование.

Основными структурными частями САУ ГПА являются:

• шкаф управления (для каждого ГПА цеха);

• пульт контроля и управления (ПКУ) с АРМ оператора для дистанционного взаимодействия оператора с объектами управления (один ПКУ на цех). Шкаф управления и ПКУ являются конструктивно автономными частями. ПКУ рассчитан на установку в операторном зале диспетчерского пункта компрессорного цеха, шкаф управления (ШУ)- на размещение в машинном зале компрессорного цеха. Структурная схема шкафа управления представлена на рис 2.

В состав шкафа управления (ШУ) входят:

• программируемый логический контроллер (ПЛК) типа ЭЛПК-03 на базе микро-ЭВМ с соответствующим ПО в количестве 2 шт.;

• местный пульт управления (МПУ) на базе микро-ЭВМ и сенсорного дисплея с соответствующим ПО;

• буферы узла аналогово-цифрового преобразователя (БУАЦП);

• буферы узла приемного цифрового преобразователя (БУПЦ);

• буферы узла передающего цифрового преобразователя (БУТЦ);

• блок релейный экстренного останова (БРЭО);

• физический пульт (ФП).

Рис. 2. Структурная схема шкафа управления САУ ГПА

Блоки БУАЦП осуществляют прием аналоговых входных сигналов и передачу их в ПЛК.

Блоки БУПЦ осуществляют прием, нормализацию, гальваническое разделение входных дискретных сигналов, передачу их в ПЛК.

Блоки БУТЦ предают (транслируют) команды управления исполнительными механизмами ГПА в соответствии с полученной от ПЛК информацией. Все блоки БУ выполнены на базе устройств в стандарте MicroLAN и позволяют проводить тестирование ШУ в режиме имитатора ГПА (при этом блоки БУ коммутируются таким образом, что реальные сигналы от датчиков не поступают на входы контроллеров, а команды управления не поступают на исполнительные механизмы ГПА). БРЭО предназначен для резервирования функции аварийной защиты ГПА и реализует алгоритм экстренного останова ГПА по команде от физического пульта по инициативе оператора.

Местный пульт управления (МПУ) состоит из следующих структурных блоков:

• ПЭВМ с «жестким» диском;

• жидкокристаллический дисплей с сенсорным управлением.

МПУ реализует связь оператора с САУ в режиме местного управления средствами человеко-машинного интерфейса системы SCADA. МПУ позволяет

• проверить работоспособность ГПА в режимах "ОПРОБОВАНИЕ ИМ", "ПУСК К", "ПУСК В";

• запустить ГПА в работу в режиме "ПУСК А";

• осуществлять изменение частоты вращения двигателя;

• остановить ГПА в режимах "АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ ГПА" и "НОРМАЛЬНЫЙ ОСТАНОВ ГПА";

• наблюдать предупредительные и аварийные сигналы;

• наблюдать параметры ГПА (температуру в разных точках, давление и т.д.);

• выбирать ведущий контроллер.

В качестве МПУ использован компьютер с ОС WINDOWS NT4 и монитором SCADA-системы Trace Mode. Управление осуществляется с помощью сенсорного экрана (аналогично действиям с манипулятором «мышь»).

Программы МПУ запускаются в автоматическом режиме при старте компьютера МПУ, однако, при необходимости, запуск можно осуществить вручную. Для этого на «рабочий стол» компьютера выведены ярлыки, двойное нажатие мышью на которые, приводит к старту программы.

Физический пульт (ФП) представляет собой панель управления с кнопками АО и ЭО и соответствующими световыми индикаторами.

ПЛК выполняет следующие функции:

• прием, обработку и преобразование информации от модулей ввода сигналов;

• прием, обработку и преобразование информации, полученной от устройств связи с объектом и устройства регулирования;

• формирование по заданным алгоритмам команд управления и передачу их в устройства связи с объектом;

• формирование массивов информации и передачу их по каналу связи Ethernet в ПКУ и по каналу RS-232 на МПУ.

АвТОМАТИЗАцИЯ

Оба ПЛК являются равнозначными и полностью заменяющими друг друга, что позволяет повысить надежность ШУ. Каждый ПЛК имеет полный комплекс сигналов первичных датчиков, и в случае отказа или недостоверной работы «ведущего» ПЛК происходит передача управления на резервный ПЛК.

Особенности реализации

1. С целью обеспечения надежного выполнения функций защиты агрегата и управления агрегатом применено «горячее» резервирование управляющих контроллеров. При этом при выходе из строя управляющего контроллера управление принимает на себя резервный. Ремонт вышедшего из строя контроллера производится без остановки агрегата. По окончании ремонта отремонтированный контроллер автоматически входит в систему в качестве резервного.

2. Местное управление агрегатом реализовано в полном объеме, что позволяет полноценно управлять агрегатом во всех режимах работы, а также задавать различные режимы работы при проведении профилактики и ремонта агрегата (холостая прокрутка, режим проверки кранов обвязки, управление отдельными механизмами и т.д.). Это позволяет, в частности, управлять агрегатом при отказе верхнего уровня САУЭГПА.

3. Локальная сеть связи шкафов управления с АРМ ГПА - ETHERNET 100 мгб, оптоволокно. «Горячее» резервирование этой сети считаем излишним, проложены только дублирующие коммуникации по оптоволокну.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕМ (АСУ Э)

Структурная схема автоматизированной системы управления электроснабжением приведена на рис 3. Система АСУ Э «Карталинской» КС предназначена для автоматизированного контроля и управления в реальном времени энергообеспечением компрессорной станции, а также для передачи необходимой информации в АСУ ТП КС «Карталинская».

Целями создания системы АСУ Э являются:

• повышение оперативности управления качества энергообеспечения;

• замена морально и физически устаревшего оборудования;

• повышение надежности электроснабжения;

• улучшение системы учета количества и качества получаемой электроэнергии;

• учет и контроль расходования электроэнергии;

• своевременное предоставление оперативному персоналу достоверной информации о ходе технологического процесса состояния оборудования и средств управления с целью быстрой ликвидации ненормальных аварийных и послеаварийных режимов в электроснабжении;

• снижение непроизводительных расходов и потерь энергоресурсов;

• улучшение диагностики первичного оборудования и снижение затрат на ремонт оборудования;

• обеспечение персонала ретроспективной технологической информацией (регистрация, архивация событий; расчет показателей для анализа, оптимизации и планирования работы оборудования и его ремонта);

• возможность включения АСУ Э в автоматизированные системы высшего уровня.

АСУ Э выполняет следующие функции по управлению энергетическим оборудованием:

• противоаварийная защита оборудования энергообеспечения (локальные системы);

• дистанционное управление объектами электроснабжения КС;

• коммерческий и технический учет электроэнергии, формирование информации о потреблении энергоносителей, передача информации о расходе электроэнергии в энергоучетную организацию;

• формирование на дисплее оператора мнемосхемы электроснабжения с отображением наиболее важных параметров;

• дистанционное и автоматическое управление пуском и остановом аварийных дизель - генераторов;

• дистанционное управление выключателями главной электрической схемы напряжением выше 1000 В и выклю-

чателями питания КТП собственных нужд 0,4 кВ (вводными, секционными, аварийного питания);

• контроль режима аккумуляторной батареи, параметров сети постоянного тока и состояния подзарядных агрегатов;

• предупредительная и аварийная сигнализация ;

• диагностика и контроль энергетического оборудования(ресурсов выключателей, двигателей и др.);

• диагностика состояния аппаратуры и программного обеспечения АСУ Э;

• регистрация последовательности срабатывания защит и противоаварийной автоматики;

• ведение суточной и сменной ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива (в том числе аварийной информации);

• 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;

• контроль действий оператора при выполнении оперативных переключений;

• проверка достоверности входной информации;

• обработка, регистрация и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой (табличной) форме;

• ведение во всех контроллерах единого времени;

18. Регистрация событий, аварийных и предупредительных сигналов с присвоением метки времени;

• осциллографирование параметров аварийных и переходных процессов в блоках ЦЗРА с последующей передачей этой информации для анализа на верхний уровень системы.

Автоматизированная система энергоснабжения АСУ Э включает в себя следующие подсистемы:

• АСУ электроснабжения (АСУ ЭС);

• АСУ ЭСН - электростанции собственных нужд (электрическая часть);

• АСКУЭ - контроля и учета электроэнергии;

• АСКУЭР - контроля и учета энергоресурсов;

асы

11 1 САУ ЭСН 11 (Элвктричвеюя

ПТС ЗАО «Шнейдер Электрик»

Рис. 3. Структурная схема АСУ электроснабжения КС

• АСУ КЗ - АСУ катодной защиты. В состав АСУ ЭС входят п/ст. 110 кВ, ЗРУ- 6 кВ, ЩПТ, ЩГП, АДЭС, КТП АВО газа и др.

В состав АСКУЭР входят насосные, котельные, водозабор и пр. Состав оборудования и количество сигналов АСУ ЭС и АСКУЭР уточняются на стадии разработки технического задания.

В качестве базового технического обеспечения АСУ ЭС выбраны цифровые реле Sepam и контроллеры Modicon. (с возможностью замены в дальнейшем на ЭЛПК-03).

Верхний уровень АСУ ЭС реализован на сервере EMCS фирмы Шнайдер-Электрик.

Контроль за работой вспомогательных объектов КС осуществляется на средствах фирмы «ЭЛНА» (контроллер ЭЛПК-03) и SCADA-системы TRACE MODE. Организация связи с АСУ ЭС, АСУ ЭСН и АСКУЭ и интеграция всех систем, а также связь с АСУ ТП осуществляется на программно-технических средствах фирмы «ЭЛНА».

АСУ ТП ЭСН

Назначение системы АСУ ТП

АСУ ТП предназначена для выполнения

функций автоматизированного управ-

ления, регулирования, контроля и защиты, обеспечивающих безаварийную длительную работу ЭСН на газоперекачивающей станции. АСУ ТП ЭСН включает в себя программно-технические комплексы (ПТК) микропроцессорных контроллеров, датчики технологического контроля, исполнительные механизмы регуляторов, запорные органы, механизмы собственных нужд, систему собственных нужд, главную электрическую схему ПГУ, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов на щите управления и резервное аварийное управление (аварийные ключи и кнопки). Надежность системы контроля и управления обеспечивается за счет четкого распределения функций между различными подсистемами управления, обоснованным резервированием и системой надежного питания. Функционально АСУ ТП состоит из 2-х частей: управляющей и информационной.

Управляющая часть обеспечивает авторегулирование, дистанционное (оператором) и автоматическое (логическое, защиты и блокировки) управление электрофицированными запорными и регулирующими органами управления, электродвигателями механизмов СН и

их АВР, выключателями главной электрической схемы.

Информационная часть выполняет сбор, обработку и представление информации оперативному персоналу, ее регистрацию (архивацию) и передачу информации в управляющую часть.

ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ Технологическое оборудование ЭСН разбито на следующие функциональные группы:

• газотурбинный агрегат (два комплекта);

• котел-утилизатор (два комплекта);

• паровая турбина с тепловой схемой и циркуляционной системой;

• общестанционное оборудование (ХВО, ГРП и прочее оборудование);

• электротехническая часть (КРУ-10кВ, РУСН-0,4 кВ, система бесперебойного питания с аккумуляторной батареей). Каждая функциональная группа оснащена отдельной микропроцессорной системой контроля и управления, которые между собой по цифровым и физическим каналам связи объединены в АСУ ТП ЭСН.

Газотурбинный агрегат, включающий газотурбинный двигатель и турбогенератор, оснащен системой автоматического управления (САУ ГТА).

АвТОМАТИЗАцИЯ

Все остальные функциональные группы оснащаются локальными автоматизируемыми системами управления. ПТК каждой системы управления конструктивно выполнены в виде отдельных шкафов.

В производительных помещениях ГТА, котлов-утилизаторов, паровой турбины, ХВО, ГРП размещаются местные шкафы управления, посты управления и кнопки для резервного местного управления и аварийного отключения. Управление всей ПГУ производится оператором с автоматизированного рабочего места, размещенного на щите управления.

АРМ оператора включает в себя диспетчерский стол с дисплеями (для контроля и управления ГТА, паровыми котлами, паровой турбиной с ее вспомогательным оборудованием, электротехническим и общестанционным оборудованием, со средствами диспетчерской связи, панели управления генераторами) и панель аварийной сигнализации. В производственных помещениях ГТА и паровых котлов предусмотрен контроль за содержанием СО и природного газа в воздухе.

Релейная защита генераторов выполнена на базе микропроцессорных средств, размещенных в ячейках выключателей генераторов. Возбуждение генератора осуществляется посредством бесщеточной системы возбуждения. Управление выключателями трансформаторов СН осуществляется из помещения КРУ.

Предусмотрено АВР питания собственных нужд и сборок задвижек 0,4 кВ. Для включения генераторов на параллельную работу на ШУ предусматривается точная ручная синхронизация с блокировкой от несинхронных включений и автоматическая. Для коммерческого учета вырабатываемой электроэнергии в шкафах КРУ генераторов установлены счетчики и имеется возможность их подключения к системе автоматического учета электроэнергии.

функции асутпэсн

САУ ГтА реализует

• в автоматическом режиме все операции по пуску;

• поддержание заданной нагрузки или частоты;

• в автоматическом режиме операции по нормальному или (по действию защит) аварийному останову ГТА;

• автоматическую работу подсистем.

АСУ котла-утилизатора обеспечивает

• контроль за параметрами котла;

• автоматическое регулирование уровня в барабане котла и других параметров;

• предупредительную и аварийную сигнализацию;

• технологические защиты и блокировки;

• АВР механизмов;

• дистанционное управление оператором;

• взаимодействие с САУ ГТА;

• регистрацию и ведение сменных и других рапортов по котлу и ГТА.

АСУ паровой турбины и тепловой схемы обеспечивает

• контроль за параметрами турбины и турбогенератора;

• автоматическое регулирование параметров турбоустановки со вспомогательным оборудованием;

• поддержание заданной нагрузки или частоты;

• предупредительную и аварийную сигнализацию;

• технологические защиты и блокировки;

• АВР механизмов;

• дистанционное управление оператором;

• взаимодействие с АСУ котлов-утилизаторов;

• регистрацию и ведение стенных и других рапортов.

АСУ электротехнической части обеспечивает

• контроль за электротехническими параметрами;

• предупредительную и аварийную сигнализацию;

• дистанционное управление электротехнической частью оператором;

• взаимодействие между собой САУ, АСУ котлов-утилизаторов, АСУ паровой турбины;

• регистрацию и ведение сменных и других протоколов.

АСУ общестанционного оборудования обеспечивает

• контроль за технологическими параметрами ХВО,ГРП и других объектов;

• автоматическое регулирование соответствующих технологических параметров ХВО, ГРП и др.;

• дистанционное управление оператором;

• АВР механизмов;

• предупредительную и аварийную сигнализацию;

• регистрацию и ведение сменных и других протоколов.

АСУ ТП ЭСН выполнена на технических средствах фирмы «ЭЛНА».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Интегрированная АСУ КС должна быть свободно развиваемой системой, предусматривающей простое расширение системы при появлении новых видов оборудования.

2. Желательно построение АСУ КС на единой программно-технической базе. Этим обеспечивается:

• возможность разработки и реализации типовых технических решений по техническим и программным компонентам систем (обеспечение элетропита-нием, локальная сеть, резервирование и т.д.);

• рациональное разделение функций систем, оптимальное их взаимодействие;

• совершенствование систем по результатам длительной эксплуатации;

• значительные преимущества в техническом обслуживании.

3. Опыт работы ООО ВФ «ЭЛНА» показывает, что применение программных средств (SCADA TRACE MODE) и технических средств (контроллер ЭЛПК - 03 собственной разработки фирмы) отечественного производства приводит к снижению стоимости систем по сравнению с зарубежными аналогами в 1,5 - 2 раза.

ООО ВФ «ЭЛНА»

123060, г. Москва,

ул. Расплетина, д. 5.

Тел./факс: +7 (499) 046-98-20/21/22

e-mail: elna@sniip.ru

www.elnavf.ru

Установка разогрева и слива вязких нефтепродуктов

Прувер ТПУ - 4000

Система сглаживания волн давления

Газоизмерительная станция в блок-боксе

2 Группа компаний ИМС

| 117312, г. Москва, ул. Вавилова, 47 А

I Тел.: (495) 775-77-25, Факс: (495) 221-10-51

| E-mail: ims@imsholding.ru

www.imsholding.ru

Приглашаем Вас посетить наши стенды на выставке "Нефтегаз-2010" в Экспоцентре на Красной Пресне в период с 21 по 25.06.2010

23045 павильон № 2 зал № 3

1.10 Открытая площадь (около входа в павильон № 8)