close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Клепиков Сергей Евгеньевич. Исследование режимов функционирования системы электроснабжения Нижнегорского металлургического комбината

код для вставки
2
УДК: 621.398:621.316.13
Аннотация
Целью выпускной квалификационной работы является исследование режимов функционирования системы электроснабжения Нижнегорского металлургического комбината.
В первой главы будет рассмотрена общая характеристика системы электроснабжения, в которой затрагиваются такие вопросы, как: требования, предъявляемые к СЭС, автоматизированная система диспетчеризации металлургического
комбината, принцип ее работы и задачи, а также рассмотрим возможности
SCADA-систем, и как они могут помочь при создании автоматизированной системы управления.
Далее будут просчитаны основные электрические характеристики Нижнегорского металлургического комбината: силовой высоковольтной и низковольтной
электрических нагрузкок, осветительных нагрузок цехов и территории комбината.
Выберем аппараты защиты электроприемников, число и мощности силовых трансформаторов, силовые щиты.
Опишем способы внедрения автоматизированных систем электроснабжения
на Нижегородском металлургическом комбинате. Подсчитаем стоимость производства.
В заключительной главе проведем технико-экономический расчет.
Стр. 97, рис. 16, табл. 10, библ. 31 наименований.
3
UZK: 621.398:621.316.13
Zusammenfassung
Der Zweck der abschließenden Qualifizierungsarbeit besteht in der Untersuchung der Funktionsweise des Stromversorgungssystems des Metallurgischen Kombinats Nizhnegorsky.
Im ersten Kapitel wird die allgemeine Charakteristik des Stromversorgungssystems betrachtet, die folgende Themen abdeckt: Anforderungen an die SES, ein automatisiertes Versandsystem für die metallurgische Anlage, deren Betriebsprinzip und
Aufgaben sowie die Möglichkeiten von SCADA-Systemen Sie können beim Erstellen
eines automatisierten Verwaltungssystems helfen.
Als Nächstes werden die grundlegenden elektrischen Eigenschaften des
Metallhüttenwerks Nizhne-Gori berechnet: elektrische Hochspannungs- und Niederspannungslasten, Beleuchtungslasten in den Werkstätten und auf dem Betriebsgelände
sowie ein Kartogramm der Lasten. Wir wählen Schutzvorrichtungen für elektrische
Empfänger, die Anzahl und Kapazität von Transformatoren sowie Leistungsschirme.
Wir beschreiben die Methoden zur Einführung automatisierter Stromversorgungssysteme im Metallurgischen Kombinat Nischni Nowgorod. Berechnen Sie die
Produktionskosten.
Im letzten Kapitel werden wir eine Machbarkeitsstudie durchführen.
Seite 97, fig. 16 Tab. 10, Bibel. 31 artikel.
4
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 7
1 Общая характеристика систем электроснабжения
металлургического
комбината и системы диспетчеризации .................................................................... 8
1.1 Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения.
Проектирование систем электроснабжения ........................................................... 8
1.1.1 Характеристика систем электроснабжения .............................................. 8
1.1.2 Структура СЭС .......................................................................................... 10
1.1.3 Основные
требования,
предъявляемые
к
системам
электроснабжения. ................................................................................................ 13
1.1.4 Проектирование СЭС .................................................................................. 16
1.2 Диспетчеризация. ............................................................................................. 19
1.2.1 Диспетчеризация металлургического комбината. ................................. 19
1.2.2 Устройство системы диспетчеризации ................................................... 22
1.3 Система автоматизации на Нижнегорском металлургическом комбинате23
1.4 Принцип работы диспетчеризации ................................................................ 28
1.5 Задачи
автоматизированной
системы
диспетчерского
управления
энергосистемой........................................................................................................ 33
1.6 Системы SCADA: возможности удаленного доступа .................................. 39
2 Анализ режимов энергопотребления предприятия разработка системы
энергоснабжения и выбор основного оборудования ............................................. 46
2.1 Определение
расчетной
нагрузки
по
коэффициенту
спроса
и
установленной мощности....................................................................................... 46
5
2.2 Определение расчетной нагрузки электроосвещения ................................. 47
2.3 Определение
расчетной
нагрузки
предприятия
настороне
низкого
напряжения .............................................................................................................. 49
2.4 Выбор трансформаторов, цеховых трансформаторных подстанций ......... 49
2.5 Определение мощности для конденсаторных батарей в сети низкого
напряжения .............................................................................................................. 52
2.6 Определение расчетных нагрузок цехов и подстанций на стороне
выше 1 кВ ................................................................................................................. 55
2.7 Определение расчетной нагрузки предприятия ........................................... 56
2.8 Коэффициент использования оборудования ................................................ 57
2.9 Расчет токов короткого замыкания ................................................................ 58
2.10 Выбор автоматических выключателей .......................................................... 61
2.11 Выбор измерительных трансформаторов тока, а также приборов учета и
измерения ................................................................................................................. 63
3 Внедрение автоматизированных сэс для нижнегорского металлургического
комбината ................................................................................................................... 66
3.1 Организация внедрения облачных технологий на предприятии ................ 66
3.1.1 Описание конкретных инновационных решений применительно к
объекту экономики ............................................................................................... 71
3.2 Расчет экономических показателей проекта ................................................. 77
4 Технико-экономические показатели автоматизированной системы контроля и
учета электроэнергии нижнегорского металлургического комбината................ 80
4.1 Технико-экономическое
обоснование
установки
автоматизированной
системы контроля и учета электрической энергии металлургического
комбината................................................................................................................. 80
6
4.2 Показатели
доходности
и
эффективности
проектируемой
автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии на
металлургическом комбинате ................................................................................ 86
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 89
Список литературы ................................................................................................... 90
7
ВВЕДЕНИЕ
На современных предприятиях, не зависимо от их назначения, в большинстве случаев присутствует инженерное оборудование, количество которого увеличивается, по мере представления человека о необходимости слежения за состоянием всех подсистем предприятия.
Инженерные системы предприятия не смогут дать необходимой пользы,
если ими невозможно управлять должным образом. Комплексная автоматическая система управления (АСУ) на базе программируемого логического контроллера позволяет достигнуть оптимальных характеристик объекта (электропотребление, температура, безопасность, влажность и т.д.).
При этом, «умная автоматика» - это лишь часть вопроса. Предприятие –
это сложный технологический комплекс, вне зависимости от масштаба. Поддерживать его работоспособность на протяжении многих лет и при этом платить как
можно меньше за обслуживание можно с помощью диспетчеризации инженерных систем. Единый диспетчерский пульт позволяет охватить все системы комбината одним человеком и мгновенно реагировать на неисправность подсистемы, где бы она не располагалась.
8
1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОГО КОМБИНАТА
И СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИИ
1.1
Основные требования, предъявляемые к системам электроснабже-
ния. Проектирование систем электроснабжения
1.1.1 Характеристика систем электроснабжения
Системы электроснабжения – это системы, состоящие из совокупности источников и систем преобразования, передачи и распределения электрической
энергии [1].
В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Электричество уже давно и
прочно вошло во все отрасли народного хозяйства и в быт людей. Основное достоинство электрической энергии – относительная простота производства, передачи, дробления и преобразования.
В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок:
-
по производству электроэнергии – электрические станции;
-
по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии -
электрические сети и подстанции;
-
по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых
нуждах - приемники электроэнергии.
Система электроснабжения объекта состоит из питающих, распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих
их кабельных и воздушных сетей, а также токопроводов.
В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения
схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следующие основные группы:
9
-
промышленные и приравненные к ним;
-
производственные сельскохозяйственные;
-
бытовые;
-
общественно-коммунальные (учреждения, организации, предприя-
тия торговли и общественного питания и др.).
К системам электроснабжения предъявляются следующие основные требования:
-
надёжность системы и бесперебойность электроснабжения потреби-
телей;
-
качество электроэнергии на вводе к потребителю.
Каждый электроприемник предназначен для работы при определенных параметрах электрической энергии: номинальных частоте, напряжении, токе и т.п.,
таким образом, качество электрической энергии определяется совокупностью ее
характеристик, при которых электроприемники (ЭП) могут нормально работать
и выполнять заложенные в них функции.
Качество электрической энергии может меняться в зависимости от времени суток, погодных и климатических условий, изменения нагрузки энергосистемы, возникновение аварийных режимов в сети и т.д.
В свою очередь снижение качества электрической энергии может привести
к заметным изменениям режимов работы электроприёмников и в результате
уменьшению производительности рабочих механизмов, ухудшению качества
продукции, сокращению срока службы электрооборудования, повышению вероятности аварий [2]:
-
безопасность обслуживания элементов систем электроснабжения;
-
экономичность, включает в себя такие понятия, как энергоэффектив-
ность и энергосбережение;
-
экологичность;
-
эргономичность.
10
1.1.2 Структура СЭС
Разные типы объектов, такие как: общественные здания, торговые центры,
магазины, ателье, парикмахерские, медицинские центры, больницы, поликлиники, школы и жилые дома, делятся на разные категории по типу электроснабжения. У каждого из этих объектов своя категория электроснабжения. Согласно
главному нормативному документу «Правила Устройства Электроустановок»,
издание 7, проектирование электрики выполняется для трех основных категорий
объектов.
Первая категория включает в себя те объекты, которые в нормальных условиях должны питаться от двух независимых взаиморезервирующих источников
питания. Например, к первой категории электроснабжения относится проектирование электроприемников следующих сетей электроснабжения [3]:
-
противопожарных устройств,
-
лифтов,
-
аварийного освещения,
-
огней светового ограждения.
Ко второй категории относятся прочие электроприемники зданий. Проектирование внутренних систем электроснабжения подразумевает также выделение особой категории среди первой категории электроснабжения, таких как,
например, реанимация больниц. Для таких помещений должен быть предусмотрен третий, дополнительный источник энергии. Это может быть как дополнительный дизель-генератор, так и трансформатор. Стоить отметить, что в нормальных условиях работы электроприемники первой категории терпят перерывы
в электроснабжении только на время, необходимое на переключения с одного
питания на другое. Однако существуют электроприемники второй категории. Такие электроприемники в штатном режиме работы должны получать электроэнергию от двух независимых взаиморезервирующих источников питания. На первый взгляд кажется, что разницы в электроснабжении между первой и второй
категории нет, но касаемо электроприемников второй категории, перерыв в их
11
работе разрешается на время, которое необходимо для включения резервного питания, т.е. время ожидания, пока дежурный персонал придет и вручную переключит питание с основного ввода на резервный.
Также есть третья категория электроснабжения, когда действует один источник питания. Главным условием для питания электроприемников третьей категории является то, что перерывы в электроснабжении не должны превышать
одних суток.
В самом общем виде структурная схема электроснабжения промышленного предприятия может быть представлена в виде трех связанных систем, каждая из которых реализует собственную функцию: подсистемы питания, подсистемы распределения и подсистемы потребления. Система питания определяет
источник электроснабжения промышленного предприятия и, в зависимости от
расстояния до предприятия, представляет собой или электрическую станцию
(короткое расстояние) или удаленную трансформаторную подстанцию, присоединенную к электроэнергетической системе.
Кроме этого в систему питания входит линия электропередачи соединяющая пункт приема электроэнергии с системой электроснабжения, коммутационное оборудование, устройства контроля и учета электроэнергии, а также устройства релейной защиты и автоматики.
Схему электроснабжения промышленного предприятия проще всего представить в виде структурной схемы электроснабжения, на которой прямоугольниками показаны источники питания, подстанции и другие устройства распределения электрической энергии с электрической связью между ними.
На рисунке 1.1 представлена упрощенная структура электроснабжения
объекта.
12
Рисунок 1.1 – Структура электроснабжения промышленного объекта
На следующем уровне распределение электрической энергии осуществляется от распределительного устройства 6(10) кВ ПГВ до цеховых трансформаторных подстанций. Применение схем глубокого ввода позволяет во многих случаях отказаться от применения РП 6(10) кВ, что значительно упрощает схему
распределения электрической энергии [4].
С шин трансформаторных подстанций 0,4(0,69) кВ электрическая энергия
поступает на низковольтные устройства распределения НКУ (распределительный шкаф, щиты рабочего и аварийного освещения), от которых получают питание приемники электрической энергии.
Система электроснабжения промышленного предприятия состоит из нескольких уровней:
-
первый уровень: отдельный электроприемник или агрегат опреде-
ленной паспортной мощностью;
-
второй уровень: щиты распределительные напряжением до 1 кВ пе-
ременного тока и до 1,5 кВ постоянного тока, щиты управления, шкафы силовые,
вводно-распределительные устройства;
-
третий уровень: щит низкого напряжения трансформаторной под-
станции 10(6) / 0,4 кВ, комплектная трансформаторная подстанция;
10(6) кВ;
четвертый уровень: шины распределительной подстанции РП
13
-
пятый уровень шины главной понизительной подстанции, подстан-
ции глубокого ввода;
-
шестой уровень граница раздела предприятия и энергосистемы.
1.1.3 Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения.
Системы электроснабжения промышленных предприятий должны обеспечивать следующее [5]:
-
экономичность;
-
надежность электроснабжения;
-
безопасность и удобство эксплуатации;
-
качество электрической энергии;
-
гибкость системы (возможность дальнейшего развития),
-
максимальное приближение источников питания к электроустанов-
кам потребителей.
Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия должен
осуществляться на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов. При создании системы электроснабжения необходимо учитывать категорию приемников электроэнергии. При определении категории следует руководствоваться требованиями ПУЭ [6]. При этом надо избегать необоснованного отнесения электроприемников к более высокой категории. Электроприемники и
отделения цехов разной категории рассматриваются как объекты с разными
условиями резервирования.
Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается требуемой
степенью резервирования. Электроприемники первой и второй категорий
должны иметь резервные источники питания. Резервирование необходимо для
продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует резервирования.
14
В соответствии с ПУЭ для электроприемников первой категории должны
предусматриваться два независимых взаимно резервируемых источника питания.
В ряде электроприемников первой категории необходимо выявлять наиболее ответственные (особая группа приемников). Для них предусматривается третий независимый источник питания. В качестве третьего источника питания для
особой группы и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы собственные электростанции или электростанции энергосистемы (в частности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные
батареи и т. п. Назначение третьего независимого источника питания — обеспечение безаварийного останова производства. Завышение мощности третьего источника в целях использования его для продолжения работы производства при
отключении двух основных независимых источников питания может быть допущено только при выполнении в проекте технико-экономического обоснования.
Схема электроснабжения электроприемников особой группы первой категории должна обеспечивать:
–
постоянную готовность третьего независимого источника к включе-
нию и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих
основных источниках питания;
–
перевод независимого источника питания в режим горячего резерва
при выходе из строя одного из двух основных источников питания (в обоснованных случаях может быть допущено ручное включение третьего независимого источника питания).
Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания.
Ко второй категории следует относить только такое технологическое оборудование, без которого невозможно продолжение работы основного производства на
время послеаварийного режима.
15
Для правильного решения вопросов надежности необходимо различать
аварийный и послеаварийный режимы работы. Систему электроснабжения следует строить таким образом, чтобы она в послеаварийном режиме обеспечивала
функционирование основных производств предприятия после необходимых переключений. Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются по степени резервирования системы. При этом используются все дополнительные источники и возможности резервирования.
Схема электроснабжения должна обеспечивать необходимое качество
электрической энергии в соответствии с ГОСТ 13109—97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». На промышленных предприятиях могут быть установлены электроприемники с резкопеременными графиками нагрузок (приводы прокатных станов, дуговые электрические печи), однофазные электроприемники (электротермические и сварочные установки, освещение), электроприемники, нарушающие синусоидальность
токов и напряжений (преобразователи всех типов, дуговые электрические печи
и т. п.). Это приводит к возникновению колебаний напряжения, к нарушению
симметрии токов и напряжений, к появлению высших гармонических составляющих токов и напряжений. Снижение качества электрической энергии приводит
к дополнительным потерям энергии, уменьшает пропускную способность электрических сетей, приводит к сокращению срока службы электрооборудования,
электрических машин, конденсаторных установок и т. д.
Качество электрической энергии может быть достигнуто:
–
применением повышенных напряжений в питающих и распредели-
тельных сетях и приближением источников питания к электроприемникам (для
электроприемников с резкопеременной нагрузкой);
–
уменьшением реактивного сопротивления элементов схемы от ис-
точников питания до электроприемников с резкопеременной нагрузкой;
–
включением на параллельную работу вторичных обмоток трансфор-
маторов, питающих резкопеременную нагрузку;
16
–
применением глубоких вводов напряжением 35 кВ и выше для пита-
ния крупных дуговых электропечей, главных электроприводов прокатных станов, преобразовательных установок большой мощности и т.д. или питания таких
электроприемников от отдельных линий непосредственно от энергосистемы,
ГПП или ПГВ;
–
применением симметрирующих устройств, фильтров высших гармо-
ник, быстродействующих синхронных компенсаторов для выравнивания графиков электрических нагрузок и осуществлением других мероприятий, уменьшающих вредное воздействие электроприемников на системы электроснабжения.
Трансформаторные и распределительные подстанции следует максимально приближать к электроустановкам потребителей электроэнергии, сокращая число ступеней трансформации путем внедрения глубоких вводов, повышенных напряжений питающих и распределительных сетей, дальнейшего развития принципа разукрупнения подстанций, внедрения магистральных токопроводов.
1.1.4 Проектирование СЭС
Проектирование электроснабжения промышленных предприятий подразумевает создание графического изображения совокупности электроустановок,
предназначеных для обеспечения потребителей электрической энергией.
Профессионально выполненный проект электроснабжения здания является залогом стабильной и безопасной работы любого электрооборудования в
здании, независимо от мощности и объема, позволяет избежать перегрузок и замыканий в сети.
Проект электроснабжения здания (коттеджа, жилого дома, офисного центра или предприятия) определяет, каким именно образом будет производиться
электроснабжение объекта.
Проектирование систем электроснабжения начинается со сбора нагрузок
от потребителей, определения категории надежности электроснабжения. На ос-
17
нове полученной информации проектом электроснабжения объекта предусматривается структура систем энергообеспечения, затем принципиальные схемы
распределительных устройств и электрических сетей здания, сооружения.
Кроме того, в проекте электроснабжения здания рассматриваются мероприятия по защите здания, сооружения от ударов молний и зануления (заземления) энергопотребителей. Также проект электроснабжения в обязательном порядке предусматривает мероприятия по защите людей от поражения электрическим током.
Проектирование электроснабжения зданий и сооружений выполняется на
основании следующих документов:
-
технические условия, которые определяют максимальную потребля-
емую мощность, которая доступна на объекте (это одинаково важно, как для проекта электроснабжения жилых домов, использующих ограниченный вариант
подключения, так и для проекта электроснабжения производственных предприятий, требующих максимальной эффективности в вопросах потребления электроэнергии);
-
ведомость потребителей электроэнергии;
-
дизайн-проект объекта, для которого будет реализован проект элек-
троснабжения;
-
поэтажные планы объекта, для которого выполняется проект элек-
троснабжения.
Проект электроснабжения (подраздел «Система электроснабжения»), как
правило, выполняется в виде раздела (тома) в составе проектной документации
по проектируемому объекту.
Рабочий проект содержит следующие документы:
-
общие данные (здесь проектировщик делает обобщенную характери-
стику энергопринимающих устройств и проектируемого объекта);
18
-
пояснительная записка (описываются энергетические характери-
стики объекта, план прохождения трассы электроснабжения, в общих чертах рассказывается об используемом оборудовании, заземлении и молниезащите);
-
расчеты и планы питающих сетей (приводится расчет и обоснование
выбора марки питающего кабеля или провода и показывается его план расположения на объекте и за его пределы) – один из наиболее важных этапов проектирования электроснабжения;
-
поэтажные планы расположения электрооборудования и планы про-
легания питающих линий по этажам (на этих чертежах будет схематическое расположение светильников, бытовых приборов и других потребителей, так же
здесь показываются места установки выключателей и розеток) – эти чертежи согласовываются с заказчиком;
-
линейные расчетные схемы щитов (показываются приборы и обору-
дование, которое будет устанавливаться в спроектированные щиты: как распределительные, так и учетные);
-
расчет и планы контуров заземления (в случае необходимости в обу-
стройстве контуров заземления, производится их геометрический расчет, и определяются места установки);
-
спецификация оборудования и материалов (производится расчет и
указывается полный список необходимого для выполнения электромонтажных
работ оборудования и материалов.
Порядок оформления документации:
-
расчет и разработка проекта электроснабжения;
-
при необходимости, по результатам проектирования электрики
оформление и разрешения на дополнительную мощность с определением технических условий;
циями;
согласование проектной документации с контролирующими инстан-
19
-
сдача эксплуатационной документации для оформления договора на
право пользование электроэнергией и получение абонентской книжки.
1.2
Диспетчеризация.
1.2.1 Диспетчеризация металлургического комбината.
Сейчас безопасность и защиту зданий и строений от возникновения внештатных ситуаций обеспечивают различные подсистемы инженерного оборудования. Они же используются для поддержания надлежащих санитарно-гигиенических условий в зданиях. Все подсистемы нуждаются в постоянном контроле,
из-за наличия большого количества технологических параметров. Объединенные воедино данные подсистемы являются системой жизнеобеспечения здания
[7].
Для применения системы диспетчеризации в первую очередь будут полезны директорам и главным инженерам производственных предприятий и организаций, а также работникам ТСЖ, чтобы в любой момент существовала возможность проконтролировать состояние инженерных систем и получать оперативную информацию о ситуациях аварийного характера — затоплениях, пожарах, поломке оборудования и прочего. Кроме того, с помощью систем диспетчеризации зданий удобно учитывать потребление ресурсов газа, воды, тепла и
электроэнергии на всем объекте.
В последнее время всё больший интерес вызывают интегрированные системы диспетчеризации, объединяющие как системы телемеханики инженерного оборудования, так и системы безопасности – охранную, пожарную сигнализацию, системы контроля доступа, вертикального транспорта и т.д.
Начальники инженерных систем и служб эксплуатации зданий в свою очередь получают возможность анализировать действия обслуживающего персонала в процессе ремонта или эксплуатации и вести необходимый документооборот. А ремонтные службы и диспетчера смогут оперативно реагировать на происходящие ситуации и вовремя принимать решения об устранении аварий.
В состав системы диспетчеризации обычно относят такие подсистемы [8]:
20
–
вентиляционная система и система кондиционирования, включаю-
щие в себя: приточные и вытяжные системы, центральные кондиционеры, кондиционеры доводчики – тепловые завесы, регуляторы воздушного потока;
–
система теплоснабжения: котельные установки, ИТП (индивидуаль-
ные тепловые пункты);
–
система водоснабжения, водоподготовки, канализационная система,
система дренажа (станции управления насосами); - охранная и пожарная сигнализации;
–
система электроснабжения и электроосвещения: дизель-генератор-
ная установка, трансформаторная подстанция, электрообогрев трубопроводов,
лотков водостока и воронок, распределительные устройства, мощные источники
бесперебойного питания;
–
оборудование лифтов;
–
дополнительные подсистемы.
Данные системы нуждаются в наблюдении в режиме реального времени,
которое и обеспечивает система диспетчеризации. Также, система диспетчеризации осуществляет контроль процессов на удаленных объектах, присутствует возможность работы с параметрами устройств, обслуживающих удаленные объекты
и просмотра протоколов работы данных устройств. В зону деятельности диспетчеризации входят и информационные системы (оборудование, базы данных
предприятий).
Рисунок 1.2 – SCADA система
21
Данные системы нуждаются в наблюдении в режиме реального времени,
которое и обеспечивает система диспетчеризации. Также система диспетчеризации осуществляет контроль процессов на удаленных объектах, присутствует возможность работы с параметрами устройств, обслуживающих удаленные объекты
и просмотра протоколов работы данных устройств. В зону деятельности диспетчеризации входят и информационные системы (оборудование, базы данных
предприятий).
Сбор и обработку данных осуществляют программируемые контроллеры.
Они поддерживают различные стандарты передачи данных. Контроллеры функционируют в 2-х режимах: зависимом (совместно с ЦПУ) и независимом (отсутствие внешнего управления).
На вопрос, необходима ли диспетчеризация, ответ есть только один: «Да».
Данная система осуществляет взаимодействие подсистем, осуществляет управление и автоматизированный контроль инженерного оборудования. Когда нет
диспетчеризации ситуация много хуже – можно получить данный о ложной эффективности, на самом деле системы могут быть как в ужасном состоянии, так и
в идеальном – равновероятно. То есть любой автоматический процесс без диспетчеризации теряет свои преимущества, но наоборот вводит неопределённость
и связанные с ней финансовые, материальные риски.
Чем больше инженерного оборудования присутствует на объекте, тем
больше необходимость в применении системы диспетчеризации. Параметры
управления и контроля здания могут не ограничиваться одной тысячей. В этом
случае, управление и контроль невозможно осуществить посредством отдельных
локальных контролеров.
Благодаря диспетчеризации, системы жизнеобеспечения работают особенно эффективно, ресурсы используются точно, рационально, технологические
участки получают возможность использовать обобщённую информацию для
тонкой подстройки регуляторов. Соответственно, при снижении затрат – прибыль растет.
22
Система диспетчеризации позволяет экономично расходовать тепловые и
энергетические ресурсы, снижая эксплуатационные затраты. Использование
данной системы положительно влияет на производительность труда, т. к. условия труда улучшаются.
Большое количество автономных систем работают согласованно, объединенные системой диспетчеризации. Среди преимуществ внедрения этой системы
присутствуют также – учет потребления ресурсов и современный сервис. Система осуществляет многоуровневое оповещение при возникновении аварийной
ситуации.
1.2.2 Устройство системы диспетчеризации
Системы диспетчеризации (стандартная) имеет в составе диспетчерский
пункт и ША (шкаф автоматики). ША включает в себя элемент, обеспечивающий
управление – свободно программируемый контроллер (имеющий модули ввода
и вывода). Контроллер также обеспечивает сбор данных с оборудования.
ША устанавливаются в непосредственной близости с инженерным оборудованием. Для каждого объекта их расположение проектируется индивидуально.
Рисунок 1.3 – Система диспетчеризации.
Комплектация шкафов автоматики осуществляется по функциональному и
топологическому принципу. Преимущество функционального принципа расположения заключается в возможности обработки сигналов с одного или группы
устройств одного типа. Топологический принцип основывается на возможности
контроля оборудования, расположенного вблизи.
Несмотря на то, что функциональный принцип требует больших затрат,
чем топологический, на крупных объектах чаще всего без него не обойтись, т. к.
23
персонал там подразделяется на независящие друг от друга эксплуатационные
службы. Эти службы имеют право обслуживать только те подсистемы, которые
находятся в их зоне контроля [9].
Еще один подход предоставляет возможность управления на объектах жизненно важными узлами посредством резервирования информационных и управляющих каналов модулей вода и вывода. На каждый агрегат системы можно
также установить отдельный контроллер.
В диспетчерском пункте размещается персональный компьютер, на котором установлено необходимое ПО (программное обеспечение). Связь контроллеров с данным компьютером происходит посредством ЛТС – локальной технологической сети. Чем экономичнее прокладка кабеля, тем меньше ограничений
имеет топология сети. Число сегментов в сети практически не ограничено, присутствует возможность подключения контроллеров также практически в неограниченном количестве.
1.3
Система автоматизации на Нижнегорском металлургическом комби-
нате
Актуальность применения автоматизированных систем и систем диспетчеризации на промышленных объектах и комплексных объектах ЖКХ в настоящее
время ни у кого не вызывает сомнений. В условиях, когда происходит сокращение обслуживающего персонала, только автоматизированные системы управления и системы диспетчеризации позволяют оперативно получать достоверную
информацию о состоянии технологических объектов и оповещают об аварийных
ситуациях.
Автоматизированная система управления и диспетчеризации объектов
теплоэнергетики, о которой мы хотим вам рассказать (далее – Система), предназначена для диспетчеризации и дистанционного управления технологическими
системами котельных. Она объединила порядка 200 разнотипных по оборудованию котельных Петроградского, Петродворцового и Курортного районов СанктПетербурга, работающих в автоматическом режиме [10].
24
Автоматизированная система диспетчерского управления объектами теплоэнергетики предназначена для выполнения следующих основных функций:

сбора данных о технологических и аварийных параметрах техноло-
гического оборудования котельных;

визуализации контролируемых параметров систем котельных и опе-
ративного диспетчерского управления;

создания и ведения архива сообщений текущей информации о техно-
логических процессах, аварийных сообщений, действий оператора по пускам и
остановам технологического оборудования котельных;

для печати таблиц сообщений, таблиц технологических параметров
систем котельных с предварительным просмотром страниц печати;

управления доступом (проверка подлинности субъектов доступа)
при входе в котельную, чтения идентификатора карты с прибора BOLID, фиксации времени чтения идентификатора карты, фиксации факта доступа в котельную с привязкой ко времени.
По классификации автоматизированных комплексов Система относится к
многофункциональным программно-техническим комплексам для автоматизации управления технологическими процессами.
Система построена как трехуровневый информационно-управляющий
комплекс программно-технических средств, обеспечивающий централизованный контроль и управление тремя системами котельных: электроснабжением,
аварийной сигнализацией и технологическим оборудованием.
Нижний уровень автоматизированной системы диспетчерского управления включает в себя аналоговые и дискретные датчики, исполнительные механизмы, устройства коммерческого учета энергии, устройства контроля загазованности, устройства измерения линейного напряжения на питающих вводах,
устройства пожарно-охранной сигнализации и контроля доступа, а также устройства автоматики котлового оборудования.
25
Средний уровень включает в себя программно-технический комплекс для
обработки информации, поступающей с нижнего уровня, и передачи этой информации на верхний уровень, а также для передачи управляющих команд и уставочных значений параметров с верхнего на нижний уровень.
Контроль за циркулирующей информацией осуществляют контроллеры,
которые с помощью заложенных в них программных средств «следят», чтобы
все данные по сети проходили целиком и точно: проверяется корректность значений параметров, получаемых с помощью промышленных протоколов передачи данных, резервируются каналы и контролируется их целостность [11].
Частично задачи по обработке информации на нижнем уровне переложены
на автоматику котлового оборудования, работающего в котельных.
Полностью задачи по сбору и обработке информации на среднем уровне
решаются программно-техническим комплексом (ПТК), построенным на основе
программно-логических контроллеров BECKOFF (Германия).
С точки зрения специалистов, аппаратная база этого программно-технического комплекса имеет следующие преимущества:
-
оптимальное соотношение цена/качество изделий;
-
доступность среды разработки;
-
поддержка протокола MODBUS, возможность работы в сетях
PROFIBUS и LON, наличие необходимых программных библиотек.
На рис. 1.4 представлена функциональная схема программно-технического
комплекса нижнего (первого) и среднего (второго) уровней системы диспетчеризации.
26
Рисунок 1.4 – Программно-технический комплекс нижнего (первого) и среднего (второго) уровней системы диспетчеризации
Программное обеспечение аппаратных средств среднего уровня АСУ, осуществляет первичную обработку контролируемых параметров систем котельной,
передачу информации на верхний уровень Системы по защищенным каналам
связи и управление каналами связи в соответствии с их текущим состоянием [12].
Верхний уровень системы диспетчеризации представлен двумя фрагментами: серверным уровнем и уровнем диспетчерских. Отказоустойчивая архитектура с дублированными компонентами обеспечивает высокую надежность решения (рис. 1.5).
27
Рисунок 1.5 – Функциональная система ПТК верхнего уровня
Программное обеспечение комплекса технических средств верхнего
уровня содержит следующие компоненты [13]:

программное обеспечение для приема и первичной обработки теле-
сигналов контроля и измерений (ТС и ТИ) от среднего уровня системы диспетчеризации;

программное обеспечение для сбора данных с приборов СПТ, СПГ
по коммутируемым каналам;

SCADA Indusoft Web Studio;
-
TWINCAT PLC RUNTIME 2.11+ TWINCAT DATABASE SERVER;

СУБД, управляющие скрипты (MS SQL SERVER).
К аппаратным средствам верхнего уровня относятся:
-
серверы HP ProLiant DL180;
-
модемы US Robotics Courier;
-
коммутатор сети Ethernet (24 порта);
-
маршрутизатор Cisco 2800.
28
Программно-аппаратный комплекс верхнего уровня позволяет успешно
выполнять следующие задачи:
-
контроль и управление каналами связи между верхним и средним
уровнями;
-
взаимодействие с приборами СПТ, СПГ (ЗАО НПФ ЛОГИКА);
-
оценку технологических и аварийных параметров систем котельных;
-
разграничение прав доступа пользователя с процедурой аутентифи-
кации;
-
отображение актуальных данных о состоянии оборудования объек-
тов автоматизации в виде мнемосхем;
-
отображение режимов работы инженерного оборудования на мнемо-
схеме котельной;
-
отображение и изменение параметров котловой автоматики в виде
мнемосхем;
-
сигнализацию и архивирование аварий, передаваемых с котельной;
-
архивирование контролируемых технологических параметров си-
стем котельной;
-
резервирование баз данных с архивами технологических параметров.
Уровень диспетчерских включает в себя от одного до трех автоматизированных рабочих мест (АРМ) и средства мультимедиа (графические панели).
Полтора года успешной эксплуатации автоматизированной системы диспетчерского управления объектами теплоэнергетики подтвердили правильность
принятых инженерных решений. Подобные системы реализованы в Архангельской и Ленинградской областях.
1.4
Принцип работы диспетчеризации
Стандартная система диспетчеризации состоит из шкафов автоматики
(ША) и диспетчерского пункта. В свою очередь шкаф автоматики вмещает в себя
свободно программируемый контроллер, оснащенный модулями ввода-вывода,
29
который обеспечивает функции управления, а также сбора данных с определенного инженерного оборудования [14].
Расположение и число шкафов автоматики определяется для каждого здания отдельно, и, в основном, зависит от его планировки и места установки технологического оборудования. Наиболее удачен вариант установки шкафов автоматики в непосредственной близости от инженерного оборудования.
Зачастую, шкафы автоматики комплектуются как по топологическому, так
и по функциональному принципу. Топологический принцип базируется на
утверждении «контролирую все, что рядом». Зато функциональный принцип
расположения позволяет одному ША обрабатывать сигналы либо с одного агрегата, либо с группы однотипных устройств.
Функциональный подход немного дороже топологического. Однако он бывает просто необходим на крупных объектах, в том случае, если обслуживающий
персонал поделен на независимые эксплуатационные службы, которые в соответствии с установленным регламентом имеют право обслуживать только свои
подсистемы.
Наряду с представленными выше подходами имеется возможность управления жизненно важными узлами здания при помощи резервирования управляющих и информационных каналов модулей ввода-вывода (в среднем от 10% до
20% запаса), также возможна установка отдельных контроллеров на каждый агрегат системы.
Диспетчерский пункт вмещает в себя один персональный компьютер,
оснащенный специализированным программным обеспечением. Все контроллеры ША связаны с компьютером диспетчера через локальную технологическую
сеть (ЛТС). Топология подобной сети не имеет ограничений, она напрямую зависит от условий наиболее экономичной прокладки кабелем. Количество сегментов в сети, а также число подключаемых контроллеров практически не ограничено.
30
Создание программного обеспечения для систем диспетчеризации возможно благодаря использованию контроллеров, которые способны поддерживать различные стандарты передачи данных. Они позволяют реализовать сбор и
последующую обработку информации и могут работать в двух режимах:
-
независимом, когда нет внешнего управления;
-
зависимом, когда работа выполняется совместно с центральным
пультом управления.
В качестве основного оборудования могут использоваться и удаленные и
локальные модули, диспетчерские станции и панели операторов. Внедрение оборудования от разных производителей и использование открытых протоколов SNET, LON, TCP, Modbus, BACnet позволяет значительно расширить системы
диспетчеризации.
Такие системы не предусматривают абсолютного исключения человеческого фактора. Она является средством помощи работнику своевременно и правильно принимать нужные решения при возникновении нестандартных ситуаций. Всю рутинную работу система берет на себя, обеспечивая максимальный
эффект при условии ее внедрения параллельно со всеми остальными инженерными сетями в здании. Это сделает возможным расширение функциональности
и снижения расходов на этапе внедрения. Важным является и объединение в
одну систему всех подсистем, относящихся к инженерному оборудованию в здании. Также будет необходимо обучить персонал центральных постов, чтобы они
смогли пользоваться оборудованием системы диспетчеризации и обеспечивать
качество выполненной работы [15].
Главной задачей систем диспетчеризации объектов является контроль над
работой подсистем:
-
тепло-, водо- и электроснабжения;
-
лифтового оснащения;
-
отопления и кондиционирования;
-
видеонаблюдения и пожарной сигнализации.
31
Существую более сложные системы, работа которых осуществляется за
счет подключения к основной системе дополнительного специфического оборудования.
Системы диспетчеризации способны обеспечить контроль над работой
всего инженерного оборудования в реальном времени путем получения информации о протоколах работы удаленных объектов и о том, что на них происходит.
Данные системы позволяют в случае необходимости менять параметры подконтрольных устройств.
Сбор и обработка информации происходят с помощью программируемых
контроллеров, которые способны функционировать независимо от внешнего
управления или в единой системе, имеющей центральное управление. Для создания системы диспетчеризации могут использоваться:
Локальные системы. В этом случае пульт оператора (пункт диспетчеризации) находится непосредственно в здании, на него передаются технологические
показатели от одной или нескольких инженерных систем этого же здания. Это
образует т.н. замкнутую систему, ее часто называют автоматизированным управлением;
Удаленные системы, являющиеся более сложным вариантом. Принцип их
работы заключается в сборе данных с нескольких автоматизированных подсистем на территориально удаленных объектах и передаче информации на центральную станцию диспетчеризации. Такие системы способны управлять и объединять несколько объектов, имеющих небольшие локальные сети.
Стандартные системы диспетчеризации состоят из диспетчерских пунктов
и набора шкафов автоматики с встроенными контроллерами, количество и расположение которых зависит от места их установки и планировки здания, и индивидуально для каждой диспетчерской системы. Эти элементы обеспечивают
сбор данных с инженерного оборудования и управление его работой.
Основными принципами комплектации шкафов автоматики являются:
топологический, контролирующий находящиеся рядом элементы;
32
функциональный, обеспечивающий обработку сигналов сразу с нескольких устройств одинакового типа. Он немного дороже первого варианта и чаще
всего используется на крупных объектах, где различные подсистемы работают
независимо друг от друга.
Диспетчерский пункт обычно оснащен компьютером со специальными
программами для функционирования системы диспетчеризации зданий. Компьютеры через локальную сеть могут быть связаны с неограниченным количеством
контроллеров, установленных в шкафах автоматики.
Основными преимуществами систем диспетчеризации являются:
-
возможность наладить надежное взаимодействие всех подсистем
жизнеобеспечения, имеющихся на объекте;
-
легкое управление объектом и контроль над работой отдельных си-
-
создание отличных условий работы, что способствует повышению
стем;
производительности труда сотрудников.
Диспетчеризация позволяет контролировать различные процессы, которые
происходят на удаленных объектах. С ее помощью можно изменять параметры
различных устройств и просматривать протоколы их работы. Она способна охватить оборудование и информационные системы с базами данных предприятия
Проектирование и внедрение системы диспетчеризации позволяет получить:
-
полную и реальную информацию о состоянии всех инженерных си-
стем в любое время;
-
экономное потребление энергоресурсов;
-
повышенный уровень комфорта и безопасности;
-
удобный интерфейс, отображающий все установленное оборудова-
ние в виде мнемосхем;
-
исключение преждевременного выхода из строя систем;
33
-
эффективное управление и контроль инженерных систем при умень-
шении количества обслуживающего персонала;
-
регистрацию всех системных событий, что позволяет быстро и адек-
ватно установить причину аварийной ситуации и исключить ее возникновение в
будущем;
-
сбор необходимой статистической информации;
-
точную и быструю реакцию на изменения внешних условий;
-
появление на экране аварийных сообщений и последующий вывод
их на принтер, удаленный компьютер, мобильный телефон или пейджер;
-
контроль над длительностью эксплуатации оборудования и опреде-
ление необходимости проведения профилактических и ремонтных работ, что
позволяет продлить срок его службы.
Роль данных систем особенно важна на объектах, имеющих сложное инженерное оборудование. Многие системы на таких объектах имеют огромное количество различных показателей, в таких случаях диспетчеризация зданий позволит максимально рационально использовать все виды ресурсов. За счет режима экономной работы системы диспетчеризации уменьшаются затраты на
энергетические и тепловые ресурсы, что позволяет снизить оплату за коммунальные услуги.
1.5
Задачи автоматизированной системы диспетчерского управления
энергосистемой
Автоматизированная система технологического управления - система
управления диспетчерско-технологической и производственно-технической деятельностью, являющегося оператором, обеспечивающая всестороннюю поддержку процессов сбора, обработки и использования технологической информации (информации о режимах электрических сетей, состоянии сетевых объектов
и их оборудования, состоянии средств и систем управления).
34
АСТУ предназначена для повышения эффективности функционирования
всего производственно-технологического комплекса (прежде всего, экономичности и надежности преобразования, передачи и распределения электроэнергии)
за счет обеспечения максимальной эффективности деятельности персонала путем комплексной автоматизации процессов сбора, обработки, хранения, передачи информации, принятия решений и реализации функций технологического
управления, осуществляемой на базе современных программно-технических
средств автоматизации, вычислительной техники и информационных технологий.
АСТУ, являясь составной частью корпоративной информационной системы управления (КИСУ), объединяет все средства и подсистемы автоматизации бизнес - процессов, существенным образом связанные с технологической
информацией. Учитывая фундаментальную важность средств технологического
управления (к ним предъявляются повышенные требования по надежности и живучести) в обеспечении жизнедеятельности компании, АСТУ должна создаваться не просто как совокупность определенных компонентов КИСУ, но как самостоятельная законченная система управления, основывающаяся на принципах, присущих именно информационно - технологическим системам. Обладая
всеми необходимыми собственными ресурсами АСТУ должна обеспечивать и
эффективное и практически автономное решение основных задач технологического управления, в ряде аспектов оставаясь функциональной подсистемой
КИСУ.
АСТУ должна быть ориентирована на решение задач технологического
управления. Задачи коммерческого и организационно-экономического управления решаются корпоративной информационной системой (КИС), которая рассматривается в Концепции как система “верхнего уровня” по отношению к
АСТУ.
35
АСТУ – с истема управления различными видами деятельности, прежде
всего, оперативно-диспетчерской, технологической и производственно-технической деятельности, эффективность которых невозможна без рационального использования значительных объемов технологической информации.
АСТУ создается в результате технического перевооружения, реконструкции и развития средств и систем защиты, мониторинга, учета и управления на
объектах и предприятиях и строится как единая распределенная иерархическая
система, обеспечивающая поддержку обеих иерархических вертикалей технологического управления - вертикали управления режимами функционирования и
эксплуатационным состоянием объекта, осуществляемого совместно и, в части
операционных функций диспетчерского управления, под руководством системного оператора, и вертикали управления эксплуатацией (и развитием).
АСТУ должна обеспечить:
-
получение достоверной текущей технологической информации, не-
обходимой для автоматизации различных видов деятельности ФСК;
-
комплексную автоматизацию бизнес-процессов оперативно-техно-
логического управления сетями (включая участие в оперативно-диспетчерском
управлении режимами функционирования ЕНЭС под руководством Системного
оператора) и поддержания электрических сетей ФСК в надлежащем состоянии;
-
информационную поддержку развития ЕНЭС, обеспечивающего
адекватность характеристик электрических сетей (в первую очередь в части пропускной способности).
Как система управления функционированием, АСТУ интегрирует средства
и подсистемы существующих, самостоятельно развивающихся автоматических
и автоматизированных систем управления и регулирования (АСДТУ, ПА, РЗА,
АРН, АИИС КУЭ, КСУПР), обеспечивая необходимый интерфейс с АС Системного Оператора, распределительных сетевых компаний и Администратора торговой системы.
36
Кроме того, в рамках АСТУ может быть поставлена и успешно решена задача комплексного управления ЕНЭС как самостоятельным объектом технологического управления.
Как система управления эксплуатацией (и развитием) АСТУ объединяет
средства и системы автоматизации диспетчерско-технологической и производственно-технической деятельности аппарата ФСК, служб МЭС и ПМЭС.
Отдельные подсистемы АСТУ (АСУТП подстанций, АИИС КУЭ,
КСУПР), остаются самостоятельными системами, обладающими возможностью
независимого (вне рамок АСТУ) эффективного функционирования.
Исключительно важное значение имеет реализация интеграционной миссии АСТУ, обеспечивающей интеграцию различных автоматизированных подсистем АСТУ между собой, включая интеграцию автоматизированных подсистем с системами класса автоматического управления и регулирования, а также
интеграцию АСТУ с КИС ФСК и с технологическими автоматизированными системами (АС) инфраструктурных организаций.
Исходя из сущности, можно утверждать, что данные о фактических режимах ее функционирования будут использоваться при идентификации различных
отклонений от нормальных режимов, при коммерческих расчетах, при определении значений критериев оценки качества и количества оказываемых услуг и для
многих других целей, в качестве либо основных показателей, либо контрольных
или резервных. Следовательно, эти данные должны быть доступны всем заинтересованным субъектам оптового рынка и в первую очередь Системному оператору и Администратору торговой системы. Для обеспечения информационной
открытости оптового рынка электроэнергии и мощности поставлена задача создания Единого Информационного Пространства (ЕИП). АСТУ должна стать основным поставщиком данных, включая:
-
значения параметров нормальных и аварийных режимов, получен-
ных от различных измерительных подсистем АСТУ, функционирующих на
уровне объектов;
37
-
данные регистрации аварийных процессов;
-
данные по ремонтным заявкам;
-
данные мониторинга состояния и диагностики силового оборудова-
ния, устройств САУР, РЗА и ПА, установленных на подстанциях ЕНЭС;
-
данные коммерческого и технического учета электрической энергии;
-
общую расчетную схему ЕНЭС и ее фрагменты;
-
паспортные данные силового и вспомогательного оборудования
ЕНЭС, аппаратуры вторичных цепей, а также РЗА, ПА и систем учета электроэнергии;
-
другие данные.
Поскольку процессы реформирования отечественной электроэнергетики
еще далеки от завершения и возможны существенные изменения в организации
технологического управления (например, изменения в распределении функций
диспетчерско-технологического управления между сетевыми компаниями, необходимо обеспечить инвариантность основных технических решений (по структуре системы, составу основных подсистем, требованиям к базовым программно-техническим средствам их реализации и т.п.) создаваемой АСТУ по отношению к выбору конкретных объектов управления, детализации функциональности системы и т.п.
Ключом к успешной адаптируемости к быстро меняющимся условиям
функционирования является развиваемая архитектура АСТУ, которая позволит
компании оперативно реагировать на факторы экономического и технического
воздействия путем одновременного решения разных стратегических задач. Достижение максимальной эффективности функционирования приложений возможно только в случае построения АСТУ как интегрированной открытой системы, обеспечивающей надежное и эффективное взаимодействие внутренних
подсистем (компонентов), взаимодействие с подсистемами КИС и с внешними
относительно АСТУ системами.
38
Поскольку процессы реформирования отечественной электроэнергетики
еще далеки от завершения и возможны существенные изменения в организации
технологического управления (например, изменения в распределении функций
диспетчерско-технологического управления между сетевыми компаниями),
необходимо обеспечить инвариантность основных технических решений (по
структуре системы, составу основных подсистем, требованиям к базовым программно-техническим средствам их реализации и т.п.) создаваемой АСТУ по отношению к выбору конкретных объектов управления, детализации функциональности системы и т.п.
Приведенный краткий перечень задач и функций позволяет сделать вывод
о том, что АСТУ должна представлять собой широкий набор прикладных систем,
часть которых уже установлена или устанавливается, часть только планируется
к внедрению в ближайшем или отдаленном будущем. В течение жизненного
цикла АСТУ могут претерпевать изменения как бизнес - процессы, так и функциональные компоненты. Поэтому АСТУ целесообразно строить как систему,
состоящую из слабосвязанных приложений, поддерживающих заданный профиль, но реализованных с использованием разнообразных языков, операционных систем, протоколов и средств управления.
Информация, обрабатываемая АСТУ, необходима для многих бизнес - процессов, поддерживаемых КИС. И, наоборот, для решения некоторых задач технологического управления необходимы данные, обрабатываемые и хранимые в
КИС.
Следовательно, АСТУ должна быть интегрированной открытой системой,
обеспечивающей надежное и эффективное взаимодействие внутренних подсистем (компонентов), взаимодействие с подсистемами КИС и с внешними относительно АСТУ системами.
Успешность интеграции АСТУ как большой автоматизированной информационно-технологической системы, определяется качеством общей архитектура, состоящей из проектных решений следующих категорий:
39
-
бизнес-архитектура - определяет основы и принципы проектирова-
ния интегрированной системы с точки зрения технологического управления.
Центральным узлом этой архитектуры является модель интегрированных бизнес
- процессов. В условиях реформирования электроэнергетики формирование как
корпорации находится в стадии становления. Поэтому организационные структуры, содержание бизнес-процессов могут уточняться и изменяться. Чрезвычайно важно хранить и развивать модели интегрированных бизнес-процессов в
гибком, удобном для обслуживания и расширения формате.
-
техническая архитектура - определяет основы и принципы проекти-
рования интегрированной системы с точки зрения информационных технологий.
Наиболее гибкой и формализованной для энергетических предприятий является
архитектура передачи сообщений, связанная с обменом предметно-зависимой
информацией в контексте полной семантически определенной информационной
модели.
-
организационная архитектура - определяет структуру управления
проектом создания системы и базовые принципы привлечения и использования
инвестиций, и стимулирования людей, другие компоненты, необходимые для
того, чтобы создать интегрированную систему в целом, и затем развивать ее по
мере появления новых требований.
1.6
Системы SCADA: возможности удаленного доступа
Не так давно операторским интерфейсом был только локальный человекомашинный интерфейс (ЧМИ, англ. HMI) для управления одной машиной или
процессом. Сегодня возможностей выбора для оператора стало гораздо больше
– от упомянутого выше HMI до полноценной системы SCADA с широчайшими
возможностями, которая выступает важным компонентом системы автоматизации промышленного предприятия, собирая и архивируя огромные объемы данных. Появление таких систем породило потребность в простом и легком удаленном доступе, так как многим в силу разных причин стало необходимо иметь доступ к этим данным.
40
Технические возможности для удаленного доступа появились не так давно
– начиная с 80-х годов прошлого века, когда SCADA начали миграцию с проприетарных систем на ПК, в которых используются стандартные компоненты (x86совместимая аппаратная архитектура и ОС семейства Windows) [16]. Одновременно им (SCADA) естественным образом приходилось двигаться в сторону открытых стандартов (COM, DCOM, ActiveX, OPC, OLE DB, SQL) и унифицированных сетевых протоколов (TCP\UDP). Эти изменения открыли системам
SCADA дорогу к мобильности данных и удаленному доступу.
Удаленный доступ дает компании, использующей ее, ряд преимуществ, в
частности:
–
обеспечивает более быструю реакцию операторов на события и тре-
–
позволяет гибко привлекать и более эффективно использовать пер-
воги;
сонал для управления распределенными объектами;
–
уменьшает транспортные и командировочные расходы персонала,
экономит их рабочее время.
Перечислим методы удаленного доступа к системам диспетчеризации:
–
cервер HMI – браузер/мобильное устройство;
–
cервер SCADA – браузер;
–
cервер SCADA – приложение для мобильных устройств;
–
cервер SCADA – тонкий клиент;
–
«облачный» сервер SCADA – разные способы доступа.
Рассмотрим эти методы более подробно.
Метод 1. Устройство HMI, кроме своей главной задачи визуализации технологического процесса для локального оператора, может иногда предоставлять
возможность удаленного доступа к нему оператора через Интернет/Wi-Fi технологии при помощи браузера или мобильного устройства. Например, технология
Cloud HMI от компании Weintek (ведущего производителя устройств HMI) позволяет к одному серверу cMT-SVR, подключенному к контроллеру, по Wi-Fi
41
подключать до трех удаленных устройств мониторинга. В качестве таковых могут применяться iPad/планшет Android или переносной экран cMT-iV5. С их помощью можно узнать о состоянии процесса и управлять им.
Метод 2. Данный способ предполагает доступ с помощью браузера к локальному серверу SCADA, который в таком случае должен иметь компоненты,
поддерживающие web-интерфейс. Обычно сервер работает на ПК, непосредственно обслуживающем оборудование или процесс. Хотя доступ осуществляется через браузер, в этом случае он, как правило, более полноценный по сравнению с обычными HMI, так как пользователи получают доступ к большему количеству информации и способов управления. Доступ к SCADA типа «сервербраузер» обычно является двухсторонним, позволяя удаленно вносить изменения.
Метод 3. Некоторые пакеты ПО SCADA предусматривают удаленный доступ через мобильные устройства, например, телефоны. Возможности доступа
удаленных пользователей могут быть разными. Однако мобильные устройства
способны предлагать дополнительные преимущества, прежде всего, более быструю и легкую загрузку удаленного приложения, а также более быстрое реагирование системы SCADA. Например, технология Wonderware Mobile Reporting (от
компании Wondwerware) использует сервер данных, основанный на технологии
«облачных» вычислений. Это решение обеспечивает передачу производственных отчетов на подключенные к сети смартфоны автоматически или по запросу.
Поддерживаются платформы Apple и BlackBerry.
Метод 4. Современные системы SCADA могут предусматривать также доступ с помощью тонких клиентов, позволяя ПК любого типа получать удаленный
доступ к главной системе SCADA. Этот способ доступа практически идентичен
локальному, предоставляя те же возможности, хотя и с более значительными затратами, чем в случае доступа через браузер или непосредственно через приложение. Однако тонкие клиенты требуют больше расходов на внедрение из-за бо-
42
лее дорогих компонентов. Кроме того, коммуникационные возможности приходится зачастую обеспечивать с помощью иных средств, чем сети сотовой связи.
Некоторые разработчики SCADA взимают плату за каждую лицензию для тонкого клиента, в то время как доступ через мобильные устройства обычно бесплатен (исключая стоимость услуг мобильного оператора). Например, решение
MobileHMI от компании ICONICS предоставляет достаточно широкие возможности, но требует лицензионной платы как за количество передаваемых тэгов от
сервера MobileHMI, так и за число удаленных MobileHMI клиентов, подключаемых к одному серверу.
Рассмотрим подробней задачу доступа на сервер SCADA с мобильных
устройств. Сравним особенности такого доступа с помощью методов 2 и 3.
Поскольку операторы, инженеры и руководители должны сегодня наблюдать за большим количеством процессов, происходящих в большем количестве
мест, им требуется доступ к данным SCADA с мобильных устройств. В ответ на
эту потребность разработчики SCADA создали продукты, предлагающие широкий выбор методов удаленного доступа.
Пользователям нужны приложения с размерами окна, оптимизированными
для коммуникаторов на основе iOS, Microsoft Phone 7 и Android. Слишком большое количество графической информации замедлит загрузку данных и увеличит
счета от мобильных операторов. Неправильный размер экрана также может создать неудобства для пользователя, заставляя его постоянно прокручивать экран
вверх-вниз и влево-вправо.
Пример такого специального приложения: LiveBright от компании МЗТА.
Оно используется для управления светом через локальную Wi-Fi-сеть с помощью мобильных Android-устройств.
Поскольку языки программирования, применяемые для iPhone, коммуникаторов Android, BlackBerry и т.д., разные, разработчикам SCADA приходится
писать различные приложения мобильного доступа для разных устройств. Это
задерживает выход новых версий для пользователей. Однако многие поставщики
43
систем SCADA сегодня разрабатывают приложения удаленного доступа на основе HTML5, используя преимущества этого открытого стандарта для одновременной разработки множества приложений для большого количества устройств.
Метод 5. Совсем недавно появилась такая технология, как хостинг системы
SCADA в «облачной» среде. Это позволяет пользователям значительно сокращать расходы и достигать большей надежности, в то же время получая возможность удаленного доступа к данным с различных аппаратных платформ, использующих разные типы сетей – проводных и беспроводных. «Облачные» SCADA
не только избавляют от расходов и проблем, связанных с аппаратным уровнем
ИТ-инфраструктуры, но и позволяют пользователям просматривать информацию на устройствах, подобных коммуникаторам и планшетам, а также получать
данные с помощью SMS и сообщений электронной почты.
Обычно используется один из двух следующих способов.
–
Система SCADA работает на предприятии и отправляет информа-
цию в «облако», где эта информация хранится и откуда предоставляется всем,
кому это нужно и позволено. Пример – набор Web-приложений от компании
Honeywell.
–
Система SCADA сама работает в «облаке» и удаленно управляет
устройствами. При способе 5.2 пакет SCADA делится на клиентскую и серверную части. Клиентская часть представляет собой веб-браузер, который просматривает специализированную веб страницу, находящуюся на веб-сервере. На этой
странице создается специализированный интерфейс с графикой и анимацией, которая выполняется с помощью Flash, Java Script, HTML и пр. Примеры:
КОНТАР SCADA (от компании МЗТА) – программа, ориентированная на
интернет и установленная на глобальном сервере (http://scada.kontar.ru). Любой
компьютер/ноутбук/смартфон/коммуникатор, который подключен к сети интернет, можно сделать диспетчерским, зайдя на веб-страничку с мнемосхемой выбранного объекта автоматизации КОНТАР SCADA под уникальным логином/паролем. Программная платформа может быть разной, основанной на Windows,
44
iOS, Android. Единственное условие – поддержка технологии Adobe Flash операционной системой или браузером; КОНТАР SCADA 2 является развитием
предыдущей системы, она также установлена на интернет-сервере МЗТА
(http://m.mzta.ru/scada/). КОНТАР SCADA 2 использует новую технологию
HTML5 и позволяет любым удаленным пользователям компьютеров и мобильных устройств подключаться к ней через интернет с помощью браузера (рис. 2)
и управлять территориально распределенными объектами. Браузер должен поддерживать движок WebKit (https://ru.wikipedia.org/wiki/WebKit), например,
Google Chrome, Opera, Яндекс.Браузер и многие мобильные платформы. КОНТАР SCADA 2 характеризуется усовершенствованными механизмами разграничения доступа, улучшенными графическими возможностями, векторной графикой (а не растровой, как в КОНТАР SCADA).
При использовании «облачных» решений вопросы безопасности становятся крайне важными. Противники «облаков» основным препятствием для их
применения обычно называют именно проблемы, связанные с обеспечением безопасности. Однако это не совсем так.
Для повышения безопасности используются следующие методы: разграничение доступа к системе между различными категориями пользователей; защита
информации путем шифрования трафика и использования безопасных протоколов связи; специальные методы защиты от кибер-атак; антивирусная защита;
обеспечение безопасного межсетевого взаимодействия.
Преимуществами «облачного» подхода к SCADA для конечных пользователей являются следующие факторы:
–
резко сокращается стоимость внедрения системы SCADA, нет необ-
ходимости покупать серверы и ПО;
–
не приходится самостоятельно решать проблемы восстановления си-
стемы диспетчеризации при авариях и сбоях;
45
–
такой подход позволяет гибко наращивать мощность и функциональ-
ность SCADA по мере необходимости, а также снизить нагрузку на инженерный
персонал;
–
повышается общая надежность работы SCADA в случае малых ком-
паний, не имеющих собственных ИТ-отделов;
–
система доступа для удаленных пользователей зачастую улучшается,
так как провайдеры «облачных» решений, как правило, обеспечивают многочисленные и резервированные каналы доступа через интернет и т.д., в то время как
среда традиционной системы SCADA обычно зависит от одного интернет-провайдера;
–
можно обеспечить мобильность рабочих мест.
По функциональным возможностям все системы в целом сравнимы. Технология программирования близка к интуитивному восприятию автоматизируемого процесса. Плюс мощное объектно-ориентированное программирование, используемое в большинстве этих пакетов, делает эти продукты легкими в освоении и доступным для широкого круга пользователей.
Важной особенностью всех SCADA-систем является количество поддерживаемых разнообразных ПЛК. Системы InTouch, Factory Link, GENESIS,
RealFlex поддерживают десятки и сотни драйверов, что делает их безусловными
лидерами по этому показателю.
–
Применение в SCADA-системах новых технологий, разработка ин-
струментальных средств комплексной автоматизации предприятия свидетельствуют о стремлении и возможности фирм-разработчиков постоянно совершенствовать свои продукты, что является немаловажным фактором при выборе инструментального средства, даже если не все его технологические решения в ближайшее время будут использованы.
46
2 АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И ВЫБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
2.1
Определение расчетной нагрузки по коэффициенту спроса и уста-
новленной мощности
Активная расчетная нагрузка, Рр, определяется по формуле [17]:
Pр = Кс · Ру ,
[кВт]
(2.1)
где Кс – коэффициент спроса группы электроприемников;
Ру – установленная (номинальная) мощность группы электроприемников,
кВт.
Установленная мощность равна сумме номинальных Рном мощностей
приемников.
Расчетная
реактивная
нагрузка
Qр
группы
электроприемников
определяется по формуле:
Qp = Pp · tg ,
[квар]
(2.2)
где tg  – коэффициент реактивной мощности.
tg  = tg(arccos())
Коэффициент реактивной мощности определяется для данной группы по
характеру электроприемников по среднерасчетному коэффициенту мощности.
Полная нагрузка, Sp, определяется по формуле:
Sp = √Pp2 + Q2p
[кВ·А]
(2.3)
47
Расчёт произведем для литейного цеха, для остальных цехов результаты
расчёта представим в таблице 2.1.
Для литейного цеха:
Pp = K c ∙ Py = 0,75 ∙ 1800 = 1350 кВт;
Q p = Pp ∙ tgφ = 1350 ∙ 1,17 = 1578,32 квар;
Sp = √Pp2 + Q2p = √13502 + 1578,322 = 2076,92 кВ·А.
2.2
Определение расчетной нагрузки электроосвещения
Установленная мощность установок электроосвещения Руо, определяется
по формуле [18]:
Руо = Руд · Р . 103,
[кВт]
(2.4)
где Руд – удельная расчетная нагрузка освещения на 1 м2 освещаемой поверхности, кВт;
Р – освещаемая площадь литейного цеха, определяемая по генеральному
плану завода, кВт.
Расчетную
нагрузку
электроосвещения
определяем
методом
коэффициента спроса
po = K co ∙ yo ∙ пра ,
[кВт]
где Ксо – коэффициент спроса осветительных нагрузок;
Кпра – коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре;
(2.5)
48
В случае отсутствия исходных данных, величину Руд можем определить, из
нормированной величины освещенности объекта.
Устанавливаем во все цехи светильники с лампами ДРЛ, из этого следует,
что по величине светового потока из, можно определить величину площади, на
которой обеспечивается требуемая освещенность по мощности лампы и
величине площади находят Руд.
Расчёт освещения произведем для
литейного
цеха текстильного
комбината, для остальных цехов результаты расчёта представлены в
таблице 2.1
Для ламп типа ДРЛ Кпра=1,1.
Для литейного цеха:
Pуд = 0,016
Вт
м2
;
K co = 0,87;
Pуo = 0,016 ∙ 11456,84 = 193,68 кВт;
Pуo = 0,87 ∙ 1,1 ∙ 193,68 = 185,08 кВт.
Таблица 2.1
Расчет освещения цехов
Номер
цеха
Ксо
Кпра Руд,
по
F, м2
кВт/м2
Руо,
Рро,
cosφ Qро,
кВт
кВт
квар
кВ·А
Sро,
генплану
Литейный
0,87
1,1
0,016
11456,84
194,79
176,45
0,58
238,58
311,12
Прокатный
0,87
1,1
0,017
9641,83
142,39
162,79
0,58
247,5
235,94
Плавиль-
0,87
1,1
0,015
14947,32
232,54
227,69
0,58
338,5
394,04
0,9
1,1
0,012
3406,38
58,2
4,64
0,58
63,69
75,42
ный
Доменный
49
Копровый
0,87
1,1
0,014
2849,21
53,44
37,48
0,58
56,45
70,94
Окончание табл. 2.1
Номер цеха по Ксо Кпра Руд,
генплану
F, м2
кВт/м2
Руо,
Рро,
cosφ Qро,
кВт
кВт
квар
кВА
66,36
94,47
114,63
Sро,
Сырьевой
0,87 1,1
0,016
4146,8
71,54
Вспомогатель-
0,87 1,1
0,014
8557,47
124,67 122,35 0,58
162,58 215,52
1
0,0014
157516,7 188,11 210,12 0,58
300,58 363,59
0,58
ный
Завод
2.3
1,1
Определение расчетной нагрузки предприятия настороне низкого
напряжения
Расчетная полная мощность, сети низкого напряжения цеха не будет
учитывать мощности компенсирующих устройств Spнн, определяется по
выражению [19]:
2
 = √( +  ) + ( +  )2
[кВ·А]
(2.6)
Для литейного цеха:
рнн = √(1350 + 180,04)2 + (1578,32 + 295,25)2 = 2391,38 кВ ∙ А.
Некоторые расчетные нагрузки цехов на стороне НН, без учтенной
мощности компенсирующих устройств, приведем в приложении А.
2.4
Выбор трансформаторов, цеховых трансформаторных подстанций
Определение цеховых трансформаторов выполняем с учетом таких
факторов:
– категории надежности электроснабжения;
– компенсации реактивной мощности на напряжение до 1 кВ;
– перегрузочной способности трансформаторов;
50
– стандартных мощностей.
Однотрансформаторные цеховые подстанции применяем при наличии
потребителей третьей категории, допускающих перегрев электроснабжения на
время доставки резерва.
Двухтрансформаторные подстанции применяем в следующих случаях:
–
при наличии потребителей особой группы или преобладании потре-
бителей первой категории;
–
для сосредоточенный цеховой нагрузки и отдельных объектов обще-
заводского назначения;
–
для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки.
Цеха
запитываем
от
цеховой
трансформаторной
подстанции,
установленной в непосредственно в цехе.
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов проведем по
плотности максимальной нагрузки σ, определим по формуле:
σ=
SP
F
,
[кВ·А/м2]
(2.7)
где Sp – расчетная нагрузка цеха, кВ·А;
F – площадь цеха, м2;
Минимально возможное число цеховых трансформаторов определяется
исходя из предположения, что в сети низкого напряжения будет осуществлена
полностью компенсация реактивной мощности, то есть до cosφ=1, и при равных
полной и активной мощностях,
HO =
Pрн
(β ∙ Sm.ном )
(2.8)
где Sт.ном – номинальная мощность одного трансформатора, выбирается примерно по плотности нагрузки σ, кВ·А;
51
Ррн – реактивная активная нагрузка цеха до 1 кВ, кВт;
β – коэффициент загрузки трансформатора;
Для нагрузок второй и третьей категории, коэффициент загрузки β
принимается равным от 0,9 до 0,95, для первой категории от 0,65 до 0,7.
Номинальная мощность трансформаторов в цехах, в зависимости от
плотности нагрузки, приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Номинальная мощность трансформаторов
Плотность
максимальной
нагрузки σ, кВ·А/м2
Мощность
< 0,05
< 0,1
< 0,2
< 0,3
> 0,3
400
630
1000
1600
2500
трансформатора
Sт.ном , кВ·А
Для литейного цеха имеем:
1. Для трансформаторной подстанции ТП № 1
σ=
239138
1132661
= 0,21
кВ∙А
м2
.
2. Возможное число трансформаторов для ТП №1 будет равно
H_o =
1530,04
0,9∙1600
≈ 1,07 ≈ 2.
Результаты расчета числа и мощности трансформаторов цеховых
подстанций приведены в таблице 2.3.
52
Таблица 2.3
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций
Наиме-
№ цеха
нова-
по ген-
ние ТП
плану
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
Литейный
Прокатный
Плавильный
σ,
Pрн,
Qрн,
Sр,
Кат-
кВт
квар
кВ·А
рия
1530,04
1837,84
2391,38
2
0,21
11326,61
1442,24
1940,53
2417,79
2
0,25
661,73
986,59
1187,96
2
170,56
283,63
330,96
225,89
214,97
326,18
842,51
Sт.ном,

H
1600
0,9
2
9639,67
1600
0,95
1
0,08
14944,83
630
0,9
2
2
0,11
2891,9
1000
0,9
1
311,83
2
0,08
4145,06
630
0,9
1
383,81
503,69
2
0,06
8100
630
0,9
1
766,82
1139,23
1
0,33
3497,73
2500
0,7
1
кВА/ F, м
м2
кВ·А
Копровый
Сырьевой
Вспомо-
ТП № 5
гательный
ТП № 6
Доменный
2.5
Определение мощности для конденсаторных батарей в сети низкого
напряжения
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети
высокого напряжения в сеть низкого напряжения Qв-н, без превышения
предусмотренного значения коэффициента загрузки определяется по формуле
2;
Q В−Н = √(H ∙ β ∙ Sт.ном )2 − Pрн
[квар]
(2.9)
где  = 0,93 для нагрузок второй и третьей категорий, или 0,7 для нагрузок первой категории.
53
Если расчетная реактивная нагрузка сети НН равна Qнн и допустимый
переток шины 10 кВ в сеть низкого напряжения равен Qвн, то от источников
реактивной мощности НН синхронных двигателей и конденсаторов обязательно
обеспечить получение реактивной мощности [20]
Q кн = Q рн − Q вн ;
Значение
мощности
[квар]
Qкн
уточняем
при
(2.10)
выборе
стандартных
конденсаторных батарей.
Полученная величина cosφ в сети низкого напряжения проверяется по
формуле
нн =
рн
2 + ( −  )
√рн
рн
кн
(2.11)
2
Если cosнн меньше 0,85, то следует увеличить Qкн из условия cosнн
больше или равно 0,85. Это требование обусловлено технико-экономическими
соображениями. Аналогично следует поступить, если Qв-н  Qрн.
Для трансформаторной подстанции ТП№ 1
Q вн = √(2 ∙ 0,93 ∙ 1600)2 − 1530,042
[квар]
= 2552,6;
кн = 1837,84 − 2552,6 = −714,72;
Следовательно, принимаем
[квар]
54
cosφнн =
1530,04
√(1530,042
+ (1837,84 + 714,72)2
= 0,51.
Так как не выполняется условие cosнн больше или равно 0,85,
рассчитываем cosнн по формуле:
Pрн
cosφнн =
=
2 + (Q
√(Pрн
рн − Q кн − бат )
=
2
1530,04
√(1530,042
+ (1837,84 + 714,72 − 3300)2
= 0,9.
Расчет и выбор компенсирующих реактивную мощность устройств в цепях
низкого напряжения представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Определение расчетных нагрузок цехов на стороне 1000 В с учетом
мощности компенсирующих устройств
Наиме-
№ цеха Qвн,
Qкн,
Qбат,
cos φнн Q'рн,
нование
по ген- квар
квар
квар
квар
ТП
плану
ТП №1
1
2552,56 -714,72
1950
0,93
-112,16
1530,04
ТП №2
2
366,20
1574,33
332
0,98
1615,57
1438,25
ТП №3
3
967,07
19,52
660
0,91
328,98
661,726
ТП №4
5, 6
2251,41 -1558,58 330
0,89
-1259
580,309
ТП №5
7
1279,79 -282,39
0,92
47,3961
759,135
ТП №6
4
2166,98 -1400,16 1950
0,97
-1183,2
842,515
Комплектные
конденсаторные
950
установки,
Рнн, кВт
устанавливаемые
на
трансформаторных подстанциях: ТП № 1 КУ10 – 1; ТП № 2 КУ10 – 1; ТП № 3
КУ10 – 1; ТП № 4 КУ10 – 1; ТП № 5 КУ10 – 1; ТП № 6 КУ10 – 1;
55
2.6
Определение расчетных нагрузок цехов и подстанций на стороне
выше 1 кВ
Суммарные активные и реактивные нагрузки электропотребителей равные
или превосходящие 1 кВ по предприятию определяются суммированием
расчетных нагрузок всех цехов с учетом потерь мощности в трансформаторах
цеховых подстанций и реактивной нагрузки освещения.
Активные потери ΔРт, кВт и реактивные потери, ΔQ, кВАр, мощности в
трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций рассчитываются по
формулам
∆ = ∆ + з2 ∙= ∆кз
[кВт]
(2.12)
∆ = .ном ∙ 0,01 ∙ (,% + к,% )
[квар]
(2.13)
где ΔРхх – активные потери холостого хода, кВт;
ΔPкз – активные потери короткого замыкания, кВт;
Iхх, – ток холостого хода; %;
Uкз, – напряжение короткого замыкания; %;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора.
Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
з =

;
( ∙ .ном )
(2.14)
где n – число трансформаторов.
Данные для вычисления потерь мощности в трансформаторах можем взять
из таблицы 2.5.
Для цеховой трансформаторной подстанции ТП № 1
56
з =
2391,38
= 0,75.
(2 ∙ 1600)
Таблица 2.5
Данные принятых трансформаторов
Тип
Sном.т,
Uн, кВ
Трансформатора
кВА
ВН
НН
ТМН
630
35
6,3
ТМН
1600
35
ТМН
2500
35
Uк,% ΔРкз,
ΔРхх, Iхх,%
кВт
кВт
6,5
12,2
2,7
1,5
6,3
6,5
23,5
5,1
1,1
6,3
6,5
23,5
5,1
1,1
Для цеховой трансформаторной подстанции ТП № 1
∆Pm = 5,1 + 0,752 ∙ 23,5 = 18,22 кВт;
∆Q m = 1600 ∙ 0,01 ∙ (1,1 + 6,5) = 121,6 квар;
Результаты расчетов сводим в таблицу A.1.
2.7
Определение расчетной нагрузки предприятия
Расчетная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам 6-10 кВ
главной понизительной подстанции, определяем суммой расчетных нагрузок
всех цехов, учитывая потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций,
расчетную нагрузку освещения территории предприятия и несовпадения
силовых нагрузок различных цехов во времени по формулам
∆Pp∑ = ∑Pp ∙ K pм + ∑∆PT + ∑∆Ppo + ∑∆P;
[кВт]
(2.15)
∆Q p∑ = ∑Q p ∙ K pм + ∑∆Q T + ∑∆Q po + ∑∆Q;
[квар]
(2.16)
57
где Ррот, – активная расчетная нагрузка освещения территории комбината, кВт;
Qрот, – реактивная расчетная нагрузка освещения территории комбината,
квар;
Крм – коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки
Крм = 0,95 из:
Pp∑ = 5815,96 ∙ 0,95 + 227,97 + 1160,96 + 208,01 = 7172,1 [кВт];
Q p∑ = 5546,71 ∙ 0,95 + 1673,5 + 1168,8 + 229,84 = 8411,5 [квар];
Sp∑ = √7172,12 + 8411,52 = 11054
[кВ ∙ А];
Общие по предприятию показатели:
2.8
Коэффициент использования оборудования
KИ =
∑Pсм
;
∑Pу
KИ =
6571,32
= 0,657.
9996,47
2.
Коэффициент спроса
Kc =
Pp∑
∑Pу
;
(2.16)
(2.17)
KИ =
7172,1
= 0,717.
9996,47
3.
Коэффициент мощности предприятия в период максимума нагрузки
58
cosφ =
cosφ =
2.9
Pp∑
2
√P2p∑ +p∑
(2.18)
;
7172,1
√7172,12 +8411,52
= 0,65.
Расчет токов короткого замыкания
Для выбора автоматических выключателей, необходимо произвести расчет
токов короткого замыкания, для этого составим схему замещения, на которой все
элементы системы электроснабжения заменены соответствующими сопротивлениями. Расчетной точкой для определения токов короткого замыкания определим шины распределительного устройства ГРЩ. Схема замещения представлена
на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1. Схема замещения
Ток короткого замыкания определятся по формуле:
Ik =
Uном
√3 · ∑
;
[кА]
(2.19)
где ∑ - суммарное сопротивление цепи.
Для определения сопротивлений кабельных линий воспользуемся формулами:
59
R лi = r0i ∙ 1i ;
[Ом]
(2.20)
Xлi = x0i ∙ 1i ;
[Ом]
(2.21)
[Ом]
(2.22)
2
Zлi = √R2лi + Xлi
;
где r0i – удельное активные сопротивления i – той линии;
x0i – удельное реактивные сопротивления i – той линии;
Rлi – активное сопротивления i-той линии;
Xлi – реактивное сопротивления i-той линии;
Zлi – полное сопротивления i-той линии;
1i – длина i-той линии.
Длина кабельной линии от городской подстанции выполнена кабелем
ВБбШв 5х185, ее длина составляет 28 км.
Рассчитаем сопротивление первой кабельной линии:
R′кл1 = 0,1 ∙ 29 = 2,9
[Ом]
X′кл1 = 0,059 ∙ 29 = 1,71
[Ом]
Аналогично рассчитаем сопротивления второй кабельной линии, длиной 5
км:
R′кл1 = 0,1 ∙ 5 = 0,5
[Ом]
X′кл1 = 0,059 ∙ 5 = 0,3
[Ом]
60
Так как величины удельных сопротивлений приведены для напряжения
1кВ, то полученные сопротивления необходимо привести к напряжению
U ном  0, 4 кВ :
кл1
R′ кл1
2,9
= 2 =
= 0,46;

(1/0,4)2
[Ом]
кл1
X ′ кл1
1,71
= 2 =
= 0,28;

(1/0,4)2
[Ом]
кл2
R′ кл2
0,5
= 2 =
= 0,08;

(1/0,4)2
[Ом]
кл2
X ′ кл2
0,3
= 2 =
= 0,05;

(1/0,4)2
[Ом]
Полное сопротивление кабельных линии:
Zкл1 = √0,462 + 0,282 = 0,54;
[Ом]
Zкл2 = √0,082 + 0,052 = 0,094;
[Ом]
Суммарное сопротивление:
Z∑ = Zкл1 + Zкл2
= 0,54 + 0,094;
Ток короткого замыкания в точке К1:
[Ом]
61
к1 =
ном
√3 ∙ ∑
=
0,4
√3 ∙ 0,65
= 0,37;
[кА]
2.10 Выбор автоматических выключателей
Условия выбора атематического выключателя:
1. По напряжению:
уст ≤ ном
[В]
(2.23)
где Uуст – напряжение сети;
Uном – номинальное напряжение выключателя (по каталогу).
2. По длительному току:
Ip ≤ Iном ,
[А]
(2.24)
где Iр – рабочий ток;
Iном – номинальный ток выключателя (по каталогу).
3. По отключающей способности:
Iкз ≤ Iоткл.ном
[А]
(2.25)
где Iкз – ток короткого замыкания;
Iоткл. ном – номинальный ток отключения выключателя (по каталогу).
Автоматические выключатели выбираем производителя ABB. Автоматы в
литом корпусе (с номинальным током больше 63 А) выбираем из серии Tmax
(рисунок 2.2) в выкатном исполнении для вводных выключателей.
62
Список аксессуаров для вводных автоматических выключателей приведен
в таблице 2.6.
Остальные автоматические выключатели выбираем в модульном исполнении, с отключающей способностью 10 кА, серии S200 (рисунок 2.3), характеристика срабатывания С.
Таблица 2.6
Список аксессуаров для вводных автоматических выключателей
Наименование
Выкатной автоматический выклю-
Артикул
Количество (на
один автомат), шт.
1SDA054461R1
1
Корзина для выкатного исполнения 1SDA054768R1
1
чатель T5S 630 TMA 500-5000, отключающая способность 50 кА
T5 630 W FP
Независимый расцепитель
1SDA054866R1
1
1SDA051369R1
1
1SDA054897R1
1
SOR T4-T5-T6 220..240 Vac 220..250 Vdc
Стандартный вспомогательный
контакт AUX T1...T6 3Q 1SY
Моторный привод MOE T4-T5
220...250 Vac/dc
63
Рисунок 2.2 – Автоматические выключатели ABB в блочном исполнении серия
Tmax
Рисунок 2.3 – Модульный автоматический выключатель ABB серии S200
Остальные автоматические выключатели выбираем в модульном исполнении, с отключающей способностью 10 кА, серии S200 (рисунок 2.3), характеристика срабатывания С.
2.11 Выбор измерительных трансформаторов тока, а также приборов
учета и измерения
Трансформаторы тока выбирают:
–
по напряжению, формула (2.24).
–
по току:
64
Iраб.max  I1ном ,
[А]
(2.24)
где, I1ном - номинальный ток первичной обмотки
–
по конструкции и классу точности.
Для подключения приборов коммерческого учета класс точности должен
быть не ниже 0,5s, для технического учета, а также приборов измерения достаточно класса точности 0,5.
Тип счетчика электрической энергии выбирается согласно ТУ на подключение. Выберем счетчик типа Меркурий 230 ART-03 CN производителя Инкотекс (рисунок 2.4), трехфазный, многотарифный счетчик, имеющий интерфейс
CAN, трансформаторного включения.
Для подключения счетчиков электрической энергии используем трансформаторы тока Сircutor типа TC5.2 500/5A класс точности 0.5s (рисунок 2.5), по 3
трансформатора на каждый ввод, итого 6 шт.
Рисунок 2.4 – Счетчик типа Меркурий 230 ART-03 CN
65
Рисунок 2.5 – Трансформатор тока Сircutor типа TC5.2 500/5A
Вместо измерительного прибора используется модуль измерения параметров электрической сети Овен типа МЭ110-220.3М (рисунок 2.6), подключенный
к панели оператора. Для его подключения используем трансформаторы тока
Сircutor типа TC5.2 500/5A 5ВА класс точности 0.5, по 3 трансформатора на каждый ввод, итого 6 шт.
Рисунок 2.6 – Модуль измерения параметров электрической сети Овен
типа МЭ110-220.3М
Также для подключения контроллера реактивной мощности автоматической конденсаторной установки необходимо наличие одного трансформатора
тока, подключенного к сборным шинам. Его также выбираем типа TC5.2 500/5A
класс точности 0.5.
66
3 ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СЭС ДЛЯ
НИЖНЕГОРСКОГО МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОГО КОМБИНАТА
3.1
Организация внедрения облачных технологий на предприятии
Для облачной диспетчеризации используем модуль интернет-реле, изображенный на рисунке 3.1
Он позволяет управлять автономно 8 нагрузками и передавать информацию при помощи протокола MODBUS TCP. Управлять модулем возможно через
Ethernet с облачного софта, СКАДы, контроллера или ПК командами по протоколу MODBUS RTU или MODBUS TCP.
К модулю подключаются 8 аналоговых датчиков. Собранные с датчиков
показания могут бытьт переданы оператору по Ethernet.
Рисунок 3.1 – DRM88ER Модуль релейный, 8 входов и 8 каналов реле по 16 А
В качестве датчика возьмем DSU44ER-V 4х, который предназначен для
измерения значений климатических сенсоров и передачи их на контроллер.
Управление модулем производится с контроллера или ПК по шине RS-485 командами по протоколу MODBUS RTU или шине Ethernet по протоколу
MODBUS TCP (рис. 3.2).
Модули имеют следующие особенности:
67
–
модуль подключается к шине RS485 по 4 проводному кабелю,
включая питание;
–
большой диапазон напряжения питания от 5 до 24 В.
–
4 входа датчиков с аналоговыми сенсорами;
–
4 дискретных выхода;
–
модуль поддерживает одновременно 2 протокола обмена данными
MODBUS TCP и MODBUS RTU;
–
имеет встроенный WEB сервер для управления с ПК через WEB
браузер;
–
модуль может работать совместно с контроллерами: «Разумного
дома» или промышленными контроллерами.
Модуль выполнен в пластмассовом корпусе шириной 2 DIN для установки в щит на DIN рейку с 9 выводами, 4 входа сенсоров, 4 дискретных выхода и общий провод. Размер корпуса Ш 35,5мм х В 58мм х Д 90мм.
Рисунок 3.2 – DSU44ER-V 4х канальный датчик с аналоговыми сенсорами
68
Для системы освещения используем диммер, изображенный на рисунке
3.3.
Диммеры (светорегуляторы для управления светом) – это миниатюрный
прибор, устанавливаемый вместо обычного, стандартного механического выключателя, позволяющий плавно регулировать яркость искусственного освещения [21].
Модуль представляет собой устройство в корпусе на DIN рейку 2 unit с 9
выходами, 4 выхода 0-10В, 4 выхода ШИМ и общий провод. Размер корпуса ширина – 35,5 мм, высота – 58 мм, длина – 90 мм.
Имеет интерфейсы управления:
–
Ethernet по протоколу MODBUS TCP;
–
встроенный WEB сервер для управления через WEB браузер;
–
RS-485 по протоколу MODBUS RTU.
Питание модуля от постоянного напряжения 10-24 В. Потребляемая мощность 0,6 Вт (12 В, 0,05 А).
Управление модулем возможно через Ethernet или RS-485 с контроллера
Rabbit, LM2 или ПК командами по протоколу MODBUS RTU или MODBUS TCP.
Управление так же возможно с ПК, планшета или смартфона через WEB браузер
через WEB страницу в модуле.
Модуль имеет выходы:
–
4 выхода по напряжению 0-10 В. Напряжение 0-10 В формируется
на ОУ относительно общего выхода, макс выходной ток 20 мА. Выходы предназначены для управления приводами и регуляторами с интерфейсом 0-10 В.
–
4 выхода ШИМ. На выходе N канальные МОП транзисторы в клю-
чевом режиме могут коммутировать до 3 А 30 В.
Существует несколько модификаций модуля для работы с разными типами
выходов.
1.
DDL44EM-U - выходы по напряжению 0-10 В;
2.
DDL44EM-V - выходы по напряжению 0-5 В;
69
3.
DDL44EM-I - выходы по току 4-20 мА;
4.
DDL44EM-P - выходы ШИМ до 3А 30 В;
5.
DDL44EM-UP - выходы по напряжению 0-10 В и выходы ШИМ до
3 А 30 В;
Транзисторы коммутируют вывод на общий провод, а нагрузка подключается к питанию (5 В, 12 В, 24 В).
Выходы по напряжению и выходы ШИМ подключены параллельно к одним и тем же четырем выходам микроконтроллера. Т.е. у микроконтроллера используется всего 4 выхода, а не 8 выходов. Управление каждым выходом может
быть независимое или одновременное.
У модуля есть по два выхода на каждый из 4 каналов. Импульсный ШИМ
(PWM) и напряжение 0-10 В. Работают они одновременно.
PWM (ШИМ) - это ключи на MOSFET транзисторах. Они коммутируют
выход на минус питания. Максимальное напряжение на ключах 30В и максимальный ток по 3А на канал. Если выход модуля оставить свободным, то на выходе не будет никакого напряжения, оно подаётся через нагрузку. Напряжение
на нагрузке может быть отличное от напряжения питания модуля. Например, 5
В, 12 В или 24 В.
У светодиодной ленты RGB общий это плюс питания и подключается к
питанию 12 или 24В, в зависимости от ленты.
Выход ленты каждого канала — это минус и подключается к модулю, затем через внутренний транзистор он коммутируется к минусу питания. Если выход модуля оставить свободным, то на нём не будет никакого напряжения.
Выход напряжения 0-10 В формируется из сигнала ШИМ, который идет с
микроконтроллера и сделан на операционном усилителе. При 0 скважности на
выходе будет 0 В, при 100 % скважности на выходе будет 10 В. Максимальный
ток на выходе 20 мА.
70
Кроме яркости каждого из каналов RGB есть ещё общая яркость. Чтобы
получить яркость канала нужно яркость канала 0-255 перемножить на общую яркость от 0 до 100 % и делить на 255.
Рисунок 3.3 – DDL44EM-U 4х канальный диммер регулятор 0-10 В.
Если общая яркость будет 0, то ничего светиться не будет. Если яркость
одного канала будет 0, то светиться не будет только этот канал.
Для задания адреса и настройки модуля скачайте и запустите программу
RD Control Modbus v3.0.
Программа позволяет настроить модуль и проверить его работоспособность.
Для программирования параметов MODBUS необходимо установить программу.
71
После изменения адреса Modbus нельзя забыть подать питание, чтобы поменялся адрес Modbus.
Ответа на широковещательный адрес 0 не будет, чтобы не было конфликтов со всех подключенных к шине модулей.
Для управления яркостью светодиодного светильника нужно модуль подключить к управляемому по напряжению 0-10 В источнике тока светодиодного
светильника.
3.1.1 Описание конкретных инновационных решений применительно к
объекту экономики
Одной из целей практически любой компании является снижение операционных расходов. Миграция ИТ-инфраструктуры компании в облако в целом способствует достижению этой цели. Однако многие предприятия все еще не решаются перейти в облако, опасаясь, что этот шаг окажется дорогостоящим, рискованным и отнимет много времени [22].
Каждая стадия миграции подразумевает решение как технических, так и
нетехнических вопросов. Давайте рассмотрим, на какие аспекты следует обратить особое внимание в зависимости от стадии.
1. Проверка и выбор облачной модели.
Инвентаризация нужно иметь полную картину вашей ИТ-инфраструктуры,
знать, из каких компонентов она состоит (важны и приложения, и аппаратная
часть), как эти компоненты взаимодействуют друг с другом и т. п. В идеале все
эти моменты должны быть четко задокументированы. Подробная, полная и точная документация облегчает миграцию в целом, а также тестирование всех систем, в частности.
Выбор подходящей модели облака (публичное, частное или гибридное) —
это важный момент. Малому и среднему бизнесу зачастую более выгодна гибридная модель.
2. Тестовая миграция и проверка облака
72
Оценка поставщика. Каждый провайдер предлагает уникальный спектр
услуг в дополнение к базовой функциональности. Нужно быть уверены, что
можно достичь ваших целей с выбранным провайдером, прежде чем подписаться
на сотрудничество с ним. Особенно важными являются вопросы безопасности.
Если выбирать гибридное или публичное облако, необходимо позаботиться о резервных каналах связи и убедиться, что зависимость от сетевых подключений не
влияет на функциональность. Лучше выберать частную модель, если нет уверености в качестве интернета-соединения.
Тестовая миграция. Поэтапный переход в облако является оптимальным
способом, независимо от выбранной модели. Проведите частичную миграцию,
убедитесь, что все системы функционируют стабильно, и только потом окончательно переключайтесь на облако. Плавный переход избавит от различных неприятных сюрпризов, даст возможность присмотреться к выбранному поставщику облачных услуг и докупить необходимые мощности облачных систем при
необходимости [23].
Перенося инфраструктуру в облако небольшими частями и тестируя систему после каждой мини-миграции, можно оперативно выявлять ошибки и тут
же их исправлять. Важно также проверять, насколько и как облако масштабируется. Есть два базовых варианта масштабируемости: горизонтальная (например,
если не хватает мощности одной виртуальной машины, можно добавить вторую)
и вертикальная (в нашем случае с виртуальными машинами — это увеличение
мощности уже имеющейся виртуалки).
Горизонтальное масштабирование в облаке не так удобно, как может показаться, поэтому рекомендую рассматривать вертикальную версию. Однако каждая миграция — это уникальный случай, поэтому возможны индивидуальные
нюансы.
3. Дорожная карта миграции
В любом деле план позволяет контролировать все этапы и избегать хаотичных импульсивных действий. Миграция не исключение. Стратегия миграции
73
включает полную информацию обо всех системах на всех этапах перехода с возможностью проверки каждого совершенного шага.
Выбор правильного времени для миграции часто может гарантировать
успех всей деятельности. Если имеется большая и сложная инфраструктура, миграция будет «всегда не вовремя». Поэтому важно выделить особо критические
элементы, понять, в какой период времени они менее всего используются (или
— в идеале — не используются) и запланировать миграцию именно на этот период. Если у вас есть свой собственный дата-центр (и соответственно частное
облако), полный единовременный переход может быть слишком рискованным,
учитывая вероятность полного отказа системы. Стоит двигаться поэтапно.
Например, при переносе почтовой системы в облако имеет смысл оставить локальным хранилище данных, а также заранее уточнить у поставщика облачных
услуг, какие конкретно меры и в какие сроки будут им предприняты для восстановления работоспособности системы в случае форс-мажора.
Некоторые приложения невозможно разделить на части, и полный переход
является единственным вариантом. В таких приложениях в процессе миграции
лучше ничего не менять. Если изменения неизбежны (например, необходимо
установить свежее обновление), то лучше осуществить их после миграции. Если
начать вносить изменения в систему в процессе миграции, потом довольно
сложно понять, что же вызвало проблемы — миграция в облако или внесение
корректив в систему.
Залогом безопасности является проверка всего, что происходит в облаке,
включая управление самой системой. Аудит, с одной стороны, подразумевает
определенные технические и финансовые затраты, с другой — позволяет избежать многих проблем в будущем.
Важно обратить внимание на безопасность сетевых коммуникаций между
вашим офисом и облачным сервисом, проверив их потенциальные уязвимости
по различным векторам атаки (технологическому, интерактивному и физическому вектору).
74
Всегда необходимо проверять поставщика облачного сервиса. Для этого
решаются следующие вопросы:
–
доверяют ли крупные клиенты этому поставщику
–
был ли поставщик замешан в каком-либо заметном скандале
–
достаточно ли у него опыта, чтобы обслуживать мой проект
Если приложение или инфраструктура динамично растет и постоянно меняется, в стратегии миграции стоит предусмотреть наличие определенного резерва мощностей, чтобы подстраховаться на момент таких пиков. Если же инфраструктура является статичной и дополнительные ресурсы не нужны, можно
перейти в облако единовременно.
Перенося инфраструктуру в облако, важно помнить о пользователях, а
именно об удобстве доступа, дабы снизить издержки на адаптацию пользователей. Не исключены и определенные изменения в архитектуре системы, интерфейсах и инфраструктуре [24].
Необходимо определиться, насколько важна постоянная доступность системы, а также насколько дорого компании обходится ее простой. Если доступность системы является критичной для бизнеса, то лучше растянуть миграцию
во времени, постепенно переводя систему в облако и обеспечивая непрерывную
ее доступность. Если, скажем, восемь часов простоя системы не нанесут урон
бизнесу, можно спокойно осуществить переход в течение этого периода.
Чтобы не растерять производительность, необходимо выбирать поставщиков с надежными резервными каналами, трезво оценив, какого плана услуги они
предоставляют, в какое время, и в каком объеме.
Облако позволяет количественно оценить ресурсы, и можно легко увидеть,
на что конкретно уходят деньги. При этом потребление ресурсов сверх оговоренной нормы может привести к серьезным финансовым последствиям. Если предполагаются периоды пиковой загрузки, надо убедиться в том, что дополнительные ресурсы не будут запредельно дорогими.
75
«Service Level Agreement» (SLA)— термин методологии ITIL, обозначающий формальный договор между заказчиком услуги и её поставщиком. Профессиональные поставщики облачных услуг предоставляют условия, включающие
круглосуточную поддержку. Таким образом, например, аппаратный сбой на стороне подрядчика перестает быть проблемой заказчика. Но могут существовать
расхождения между тем, что поставщик услуг готов сделать, чтобы решить вашу
проблему, и тем, что поставщик может делать в рамках выбранного вами плана
подписки. Конфликт интересов становится явным в тот момент, когда необходимо получить «подписочный» платеж, а поставщик выставляет счет за ресурсы
по факту их использования. Выбирая поставщика, стоит учесть данную особенность, и, повторюсь, тщательно изучить SLA. Разработайте план Б на случай,
если потребуется расширить инфраструктуру.
Часы пик бывают и у провайдеров. Важно иметь план Б и на этот случай.
До перехода в облако обязательно подготовить резервные копии приложений. Если есть приложения с приватными клиентскими модулями, их перемещение в облако без модификации невозможно, их придется переписать или адаптировать для облака любым другим способом. Например, при перемещении части
инфраструктуры почтовой системы в облако сбои могут привести к потере всех
писем без возможности восстановления. Чтобы этого избежать, следует построить архитектуру системы таким образом, чтобы часть ее находилась в облаке, а
часть оставалась внутри компании, и эти части были связаны надежным интернет-каналом. Если при такой конфигурации в облаке произойдет сбой, письма
сохранятся в локальной части. И наоборот. Важно также разделить ваши сети
таким образом, чтобы, например, даже при отсутствии электричества в вашем
центральном офисе доступ к системам сохранялся для любого из ваших корпоративных пользователей, имеющего выход в Интернет.
76
Для стран, где электричество стоит дорого (т. е. для большинства стран),
это очень важная часть уравнения. В этом случае переход на облачные технологии является чрезвычайно эффективным, потому что за деньги, которые тратятся
на 10 реальных серверов, можно получить от 20 до 30 виртуальных.
Создание резервных копий в облаке — дорогое удовольствие. Когда инфраструктура находится в офисе, осуществить резервное копирование проще.
Добавляется репозиторий или библиотека и копируете данные туда. В облаке все
организовано несколько сложнее, но экономия в данном вопросе может оказаться губительной для бизнеса. Необходимо подумайте о резервных копиях,
чего и как часто вам нужно создавать, сколько для этого понадобится ресурсов.
Надо обсудить с вашим провайдером возможность сделать для вас отдельный
план для резервного копирования [25].
Если облако является публичным, решаются следующие вопросы:
–
каким образом пользователи будут иметь доступ к системам, кото-
рые находятся не в локальной сети, а в Интернете
–
когда речь идет о гибридном облаке, тщательно спланируйте и про-
думайте интеграцию между публичным и локальным облаками.
Вопросы для проработки:
–
каким образом удастся совместить локальное и публичное облако
–
будут ли все приложения работать так, как задумано
–
какой будет реакция пользователей на фактически двойную инфра-
структуру
При грамотном налаживании работы пользователи не заметят двойственности архитектуры. Случаются моменты, когда тайное становится явным (например, когда одна из частей дает сбой), и к таким моментам стоит быть готовым
заранее.
Понятно, что переезд в облако — процесс не самый дешевый и простой,
но затраты полностью себя окупают. Решаются проблемы эксплуатационных
77
расходах на обслуживание центров обработки данных, затратах на оборудование, которое нужно постоянно менять. Отдельной строкой идут расходы на
персонал: каждый раз, когда локальная инфраструктура требует модификации
(поверьте мне, это происходит довольно часто), вам придется привлекать
весьма дорогих специалистов.
3.2
Расчет экономических показателей проекта
В данном разделе ВКР будут проведены расчеты по стоимости всего проекта виртуализации, куда входят затраты на инсталляционные работы, а также
затраты на ежемесячный платеж аренды виртуальной инфраструктуры.
Работы по миграции в облако начинаются 13 ноября и продолжаются до
15 декабря, в целом получается, что проект внедрения реализуется за 2 месяца.
Итого стоимость инсталляционных работ, куда входят аудит существующей ИТ-инфраструктуры заказчика, подготовка проекта миграции и работы по
миграции сервисов, составляет 301500 руб.
Далее рассчитаем полную стоимость проекта (см. рис. 3.4).
Для того чтобы понять, как рассчитывается стоимость аренды услуг,
нужно разобраться с тем, что такое индикаторы производительности.
Объем потребления IaaS измеряется по объему потребления трех основных ресурсов: процессора (GHz), оперативной памяти (Gb) и дискового пространства (Gb). Это и есть индикаторы производительности. На основании расчета необходимого количества ресурсов, проведен расчет ежемесячной платы
аренды облака [26].
78
Рисунок 3.4 – Расчет стоимости проекта миграции
Итого: ежемесячная стоимость аренды виртуальной инфраструктуры –
871120 руб.
В таблице 3.1 приведен расчет совокупной стоимости владения с расчетом на ближайшие 5 лет. Стоит отметить, что так как предприятие начинает
работу с виртуальной инфраструктурой только в августе 2017 года, стоимость
аренды для 2017 года будем рассчитывать только на 5 месяцев, также в затраты
за 2017 год войдет стоимость инсталляционных работ. На следующие года рассматриваем стоимость аренды за год, то есть:
871120 · 12 = 10453440 руб.
Таким образом получаем данные, предоставленные в таблице 3.1.
79
Таблица 3.1
Совокупная стоимость проекта (тыс. руб.)
2017
2018
2019
2020
2021
Итого,
тыс. руб.
Инсталляционный
платеж (301600 руб.)
Аренда
+
облака Аренда облака за 5 ме- 10453,44 10453,44 10453,44 10453,44 46470,86
(IaaS)
сяцев (4355400 руб. )
=
4657 тыс. р.
80
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НИЖНЕГОРСКОГО
МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОГО КОМБИНАТА
4.1
Технико-экономическое обоснование установки автоматизирован-
ной системы контроля и учета электрической энергии металлургического комбината
Эффективность применения автоматического учета и контроля за электроэнергией металлургического комбината приводит к повышению следующих технико-экономических характеристик [27]:
–
снижению потребления электроэнергии за счет её высокого, точного
и оперативного учета;
–
постоянному контролю соблюдения заданного режима работы
–
потреблению электрической энергии;
–
контролю и поддержанию в допустимых пределах показателей каче-
ства электроэнергии в соответствии с ГОСТ 1310-97;
–
улучшению условий труда;
«Контролирование потребляемой электрической энергии с соблюдением
её качественных показателей является приоритетным направлением в развитии
каждого предприятия. Мониторинг качества электроэнергии, объемов потребления электроэнергии является одной из важных показателей предприятия на
пути к энергоэффективности и к энергосбережению».
«Под инвестиционными средствами в широком смысле понимаются денежные средства государства Российской Федерации, предприятий и физических лиц, направленные на создание, модернизацию основных фондов, расширение действующих производственных мощностей, а также на приобретение облигаций (акций) и других ценных бумаг и активов. В случае металлургического
81
комбината реальные инвестиции или вложения предприятия – это затраты на покупку, монтаж и наладку оборудования, а по направлению использования – производственные капитальные вложения (направляются на развитие металлургического комбината)».
Цена на капитальные затраты и вложения в автоматизированную систему
контроля и учета электроэнергии металлургического комбината складывается в
основном из следующих параметров:
–
стоимости материалов и покупных изделий ( );
–
стоимости монтажных и пусконаладочных работ;
–
полной стоимости работ проектирования.
Полная стоимость затрачиваемых материалов и покупаемых изделий представлена в таблице 4.1.
Таблица 4.1
Полная стоимость покупных изделий и материалов
Затраты на
Программное обеспече-
Единица измерения
Цена с учетом Н.Д.С.,
тыс. руб.
Количе-
Сумма,
ство
тыс. руб.
шт.
324,6
1
324,6
Оборудование
шт.
753,73
1
753,73
Материалы
шт.
38,678
1
38,678
ние
Итог:
1116,674
Общий прайс монтажных, пусковых и наладочных работ определяем, как
20% от стоимости полного комплекса материалов. Из этого следует, что затраты
составят 249831 рублей.
Проектные работы по стоимости включают в себя затраты на заработную
плату проектировщика и отчисления на дополнительные элементы, например,
социальное страхование.
82
Полная з/п проектировщика определяется по формуле:
Зп = Зо + Зо ∙ 0,15 + Зо ∙ 0,2
[руб.]
(4.1)
[руб.]
(4.2)
где Зо – основная з/п;
Зо · 0,15 – районный коэффициент 15 %;
Зо · 0,15 – дополнительная з/п 20 %.
Зо = СТ ∙ Т;
где Ст – часовая тарифная ставка;
Т – время разработки.
Отчисления на единый социальный налог и единое социальное страхование составит 26,4 % от полной з/п проектировщика:
Осс = 3п · 0,262;
[руб.]
(4.3)
Итог общей стоимости проектных работ определяется как:
Спр = 3п + Осс ;
[руб.]
(4.4)
Основная з/п проектировщика, определяется по формуле (4.2) и рассчитывается исходя из условий тарифной ставки составляет 15396 руб. Проектирование требует несколько месяцев работы.
Отчисления на единый социальный налог и единое социальное страхование согласно формуле ( ) составят:
83
Осс = 3п · 0,262 = 33258 · 0,262 =
[руб.]
(4.4)
8713,3;
Расходы на накладные считаем как 65 % от
р = 167479;
, отсюда:
[руб.]
Полная стоимость проектных работ считаем по формуле:
Спр = 33258 + 8713,7 + 15665 =
[руб.]
57636,6;
Мы получили, что все итоговые затраты на внедрение автоматизированной
системы контроля и учета электрической энергии на металлургическом комбинате составят:
Ктм = Спр + К + Км ;
[руб.]
Ктм = 57636,6 + 223735 + 1118674 = 1400045,6;
[руб.]
(4.5)
Предполагаемая экономия, получаемая от внедрения проектируемой системы автоматизированного контроля и учета электрической энергии на металлургическом комбинате.
Для получения приблизительного расчета экономической эффективности
внедрения автоматизированной системы надо учесть факторы предстоящих расходов, связанных с внедрением автоматизированной системы и возможных экономий [28].
84
Экономию необходимо осуществить за счет снижения энергетического потребления. Новые электрические счетчики ПСЧ имеют небольшую погрешность
в замерах. У старых электрических счетчиков класс точности измерения равен
2,0, у новых электронных – 0,5S.
Электропотребление Нижнегорского металлургического комбината в год:
 = n · Кз · Sc · cosφ · Tгод ;
[кВт]
 = 2 · 0,7 · 16000 · 0,53 · 0,93 · 8760 = 96718,809 кВт;
[кВт]
(4.6)
При использовании счетчика классом точности 2,0:
2,0 =  · 0,02 = 193476,192;
[кВт]
При использовании счетчика классом точности 0,5:
0,05 =  · 0,005 = 483594,048;
Экономия
где
[кВт]
составляет:
Эгод = 2,0 − 2,0 · Ц;
[кВт]
Эгод = 193476,192 − 483594,048 = 1931667,66;
[руб.]
(4.7)
– стоимость электрической энергии для Нижнегорского металлурги-
ческого комбината (1331,45 руб./МВт·ч)
Параллельно с экономией от внедрения автоматизированной системы металлургический комбинат будет вынужден ежегодно осуществлять затраты, связанные с обслуживанием и содержанием оборудования [29].
85
Затраты ежегодные на эксплуатацию оборудования составят:
С = Фзп + Зтр + Зпр + А;
где
[руб.]
(4.8)
– з/п персонала, участвующего в эксплуатации оборудования, с социаль-
ным учетом
отчислений и социальным единым налогом составляет
19169 руб./мес.
– амортизационные затраты оборудования, 12% от стоимости автоматизированной системы;
–ремонт(текущий) оборудования составляющий 2,5 %:
– расходы прочие, принимаем условно как 1,5 %:
Доля рабочего времени каждого инженера на производстве электрической
автоматики, затраты которой идут на эксплуатацию автоматизированной системы, составит 10 %.
Фзп = 19169 · 12 · 0,1 = 23001,6;
[руб.]
А = 1254615 · 0,12 = 150553,8;
[руб.]
Зтр = 1254615 · 0,025 = 31365,375;
[руб.]
Зпр = 1254615 · 0,015 = 18819,225;
[руб.]
Общие ежегодные затраты без амортизации на эксплуатацию высчитываются по формуле:
С = 23001,6 + 134240,88 +
+27966,85 + 16780,11 = 67748,56;
[руб.]
86
4.2
Показатели доходности и эффективности проектируемой автомати-
зированной системы контроля и учета электрической энергии на металлургическом комбинате
В устанавливаемой системе самым основным показателем доходности является чистый дисконтированный доход (ЧДД), который показывает чистую текущую стоимость и определяется как сумма всех текущих эффектов за расчетный период.
Т
ЧДД = ∫Т=0  − З ·
1
1+ 
(4.9)
− ;
Для признания внедрения автоматизированной системы контроля и учета
эффективной с точки зрения инвестирования необходимо, что бы ЧДД проекта
был равен больше нуля [30].
Критерий чистого дохода показывает:
–
прогнозируемую оценку измерения экономического потенциала ме-
таллургического комбината в случае внедрения проекта;
–
аддитивен в пространственно-временном аспекте, т.е. чистый дис-
контированный доход зависит от длительности периода расчета, а чистые дисконтированные доходы различных проектов можно суммировать для нахождения общего суммарного эффекта.
Проект можно считать эффективным при чистом дисконтированном доходе от его реализации больше нуля. Чем больше значение чистого дисконтированного дохода, тем эффективнее проект. При значении чистого дисконтированного дохода ниже нуля проект считается убыточным. Чистый дисконтированный
доход является самым основным показателем эффективности проекта [31].
При расчете чистого дисконтированного дохода необходимо использовать
постоянную норму по шаговому расчету.
– индекс доходности. Если
ект не эффективен.
– проект рентабелен, иначе про-
87
(4.10)
;
Полученные расчетные результаты расчетов представлены в таблице 4.2.
Итоговая сумма в последней строке будет ЧДД = 1795138,37 руб. Положительный ЧДД свидетельствует об эффективности инвестиций.
Индекс доходности:
ИД =
1795138,37
= 1,29.
1400045,6
Таблица 4.2
Сводная таблица ориентировочных расчетов показателей экономической
эффективности автоматизированной системы контроля и учета электрической
энергии металлургического комбината
Год
Платежи по
И (К)
Добавочная Поток платеприбыль
жей и по-
Эгод
ступлений
а при
E=0,036
Текущий
ЧДД нараста-
диск. доход ющим итогом
0
-1400045,6
-
-1400045,6
1
-1400045,6
-1400045,6
1
-67748,56
1931768,35
1863919,1
0,96
1795138,37
399104,11
Итого:
399104,11
Высчитаем срок окупаемости:
ИД =
1400045,6
= 0,7 .
1931768,35
[лет]
Анализ показывал, что инвестированные средства на покупку, установку и
обслуживание оборудования окупаются примерно за 1 год. Из этого следует, что
88
более точные измерения потребляемой электроэнергии дают результат уже при
первом году эксплуатации.
ИД показывает степень рентабельности проекта по внедрению автоматизированной системы контроля и учета электрической энергии на металлургическом комбинате, поскольку его значение больше единицы и составляет 1,29.
График доходности внедрения автоматизированной системы контроля и
учета представлен на рисунке 4.1.
Индекс
доходности
5
4 ,5
4
3 ,5
3
2 ,5
2
1 ,5
1
0 ,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Месяцы
0 ,5
1
1 ,5
2
2 ,5
3
3 ,5
4
4 ,5
5
Рисунок 4.1 – График доходности внедрения автоматизированной системы контроля и учета на металлургическом комбинате
89
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной работе была исследована система электроснабжения Нижнегорского металлургического комбината. Рассчитаны его основные нагрузки, выбрали автоматические выключатели для питания предприятия.
Для успешного будущего в сфере металлургии необходимо следить за
энергоресурсами, ограничением и снижением их доли в себестоимости продукции. Мы выяснили, что решение данной задачи связано непосредственно с внедрением интегрированной системы диспетчерского управления (АСДУ), которые
включают в себя возможность обеспечения всей жизнедеятельности предприятия. Рассмотренная в работе АСДУ дает возможность с помощью облачной диспетчеризации повысить эффективность управления и решать задачи из любой
точки мира при помощи любого устройства, подключенного к сети Ethernet.
Было подобрано необходимое оборудование для реализации облачной диспетчеризации на металлургическом комбинате.
90
Список литературы
1.
Общая характеристика систем электроснабжения объектов характе-
ристика системы электроснабжения | [Электронный ресурс] – Режим доступа:
http://dogend.ru/docs/index-396648.html (дата обращения 18.11.2018). – Загл. с.
экрана.
2.
Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения | [Элек-
тронный ресурс] – Режим доступа: https://xreferat.com/38/1312-2-avtomatizaciyai-dispetcherizaciya-sistem-elektrosnabzheniya.html (дата обращения 18.11.2018). –
Загл. с. экрана.
3.
Федорова, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных
предприятий. Электрооборудование и автоматизация [текст] / А.А. Федорова,
Г.В. Сербиновского. - 2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоиздат, 1981. – 624 с.
4.
Системы электроснабжения | [Электронный ресурс] – Режим до-
ступа: http://znatock.org/s1721t1.html (дата обращения 18.11.2018). – Загл. с.
экрана.
5.
Электроснабжение. Основные употребляемые термины | [Электрон-
ный ресурс] – Режим доступа: http://www.umcprof.ru/electrical_safety/4/tems61.html (дата обращения 18.11.2018). – Загл. с.
Экрана
6.
Трофимов, К.С. Система диспетчеризации электроснабжения Комсо-
мольского НПЗ [текст] / К.С. Трофимов, 2016. – 2 с.
7.
Внедрение новой системы диспетчеризации повышает надежность
предприятия
|
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
https://dprom.online/2017/06/22/vnedrenie-novoj-sistemy-dispetcherizatsiipovyshaet-nadezhnost-predpriyatiya/ (дата обращения 18.11.2018). – Загл. с.
экрана.
8.
Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения | [Элек-
тронный ресурс] – Режим доступа: https://xreferat.com/38/1312-2-avtomatizaciya-
91
i-dispetcherizaciya-sistem-elektrosnabzheniya.html (дата обращения 18.11.2018). –
Загл. с. экрана.
Организация теплоснабжения приточных вентиляционных систем.
9.
Теплоснабжение, отопление, вентиляция, кондиционирование и холодоснабжение. | [Электронный ресурс] – Режим доступа:
https://domvpavlino.ru/organization-of-heat-supply-of-ventilation-air-supplysystems-heat-supply-heating-ventilation-air-conditioning-and-cold-supply/ (дата обращения 03.12.2018). – Загл. с. экрана.
Олифер, В.Г. Компьютерные сети: принципы, технологии, прото-
10.
колы. [текст] / В.Г Олифер, Н.А. Олифер. 2001. - 668 с., 2 экз
Правила устройства электроустановок. Передача электроэнергии. 7-
11.
е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. -160 с.
Власов, Б.В. Автоматизированные системы управления предприяти-
12.
ями массового производства. Б.В Власов, А.П Ковалёв. / [текст] М.: Высшая
школа. 1987. -423 с., 5 экз.
Потребич, А.А, Применение интегрированной системы для решения
13.
задач АСУ ПЭС [текст] А.А Потребич, В.И Шевцов, Н.С Овчинникова. Электрические станции, 1996 г.
Маликонов, А.Г. Методы разработки автоматизированных систем
14.
управления [текст] / А.Г. Маликонов, 1973. – 300 с., 1 экз.
Системы SCADA: возможности удаленного доступа | [Электронный
15.
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://en-res.ru/stati/sistemy-scada-vozmozhnosti-
udalennogo-dostupa.html (дата обращения 05.12.2018). – Загл. с. экрана.
16.
Методы и средства удаленного доступа. Протоколы удаленного до-
ступа [текст] / 2014, - 78c
17.
и
Метод определения расчетных нагрузок по установленной мощности
коэффициенту
спроса
|
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
https://studfiles.net/preview/5881573/page:7/ (дата обращения 05.12.2018). – Загл.
с. экрана.
92
18.
Федоров, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных
предприятий [текст] / А.А.Федоров, Г.В.Сербиновский, 1973. -Кн.1-2.
19.
Производитель оборудования для автоматизации зданий и умного
дома. | [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://razumdom.ru/ (дата обращения 06.12.2018). – Загл. с. экрана.
20.
Экономия электроэнергии на предприятии | [Электронный ресурс] –
Режим доступа: https://studfiles.net/preview/4114342/page:9/ (дата обращения
08.12.2018). – Загл. с. экрана.
21.
нием
Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряже-
ниже
1
кВ
|
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
https://www.kazedu.kz/referat/51699/2 (дата обращения 08.12.2018). – Загл. с.
экрана
22.
Консалтинг и аудит IT-инфраструктуры предприятии | [Электрон-
ный ресурс] – Режим доступа: https://itglobal.com/services/itaas/consulting/ (дата
обращения 08.12.2018). – Загл. с. Экрана
23.
ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия. Требования к качеству
электрической энергии в электрических сетях общего назначения. – М.: Издательство стандартов, 1989. – 20 с.
24.
ГОСТ 34.602-89. Информационная технология. Комплекс стандар-
тов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы — Введ. 1990-01-01. — М.: Изд-во стандартов, 1990.
25.
Antonopoulos, N. Cloud Computing [text] / N. Antonopoulos, L. Gillam
// Journal of topology. – 2010. – P. 387.
26.
Облачные вычисления: Построение архитектуры частного облака от
Microsoft | [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://docs.microsoft.com/ruru/previous-versions/technet-magazine/hh127072(v=msdn.10) (дата обращения
08.12.2018). – Загл. с. экрана
27.
Гаченко, Д. IaaS для бизнеса по кирпичикам [текст] / Д. Гаченко, А.
Стародубцев, 2014, 25с.
93
28.
Никифоров, Г.В. Комплексное управление электропотреблением и
энергосбережением металлургического производства [текст] / Г.В. Гаченко,
2001г.
29.
Экономия, полученная от внедрения проектируемой системы повы-
шения энергоэффективности | [Электронный ресурс] – Режим доступа:
https://mykonspekts.ru/1-22144.html (дата обращения 17.12.2018). – Загл. с.
экрана
30.
Острейковский, В.А. Современные информационные технологии
экономистам: Учеб. пособие. Ч. 1. Введение в автоматизированные информационные технологии. [текст] / - Ср т: СрГУ, 2010. - 72 с.
31.
Показатели эффективности инвестиционного проекта | [Электрон-
ный ресурс] – Режим доступа: http://mirznanii.com/a/246748-3/pokazatelieffektivnosti-investitsionnogo-proekta-3 (дата обращения 27.12.2018). – Загл. с.
экрана
94
ПРИЛОЖНИЕ А
Таблица А.1
Расчетная нагрузка цехов, приведенная к стороне ВН
Наименова-
№ по ген-
Pу, кВт
ние ТП
плану
ТП N 1
1
1992,55
ТП N 2
2
ТП N 3
Pнн, кВт Qнн,
Sт.ном,
Kз
ΔPт,
ΔQт,
кВт
кВт
Pвн, кВт
Qвн, квар
Sр.в, кВА
кВАр
кВА
1530,04
1837,8
1600
0,75
18,22
121,6
1566,48
2081
2604,7
3373,51
1442,24
1940,5
1600
0,76
18,52
121,6
1479,27
2183,7
2637,5
3
1089,12
661,72
986,5
630
0,94
13,54
50,4
688,82
1087,3
1287,2
ТП N 4
5,6,9
1223,19
580,3
691
630
0,36
27,73
50,4
635,77
791,8
1015,4
ТП N 5
7,8,10
1272,63
759,13
997,39
630
0,78
50,99
50,4
861,12
1098,2
1395,5
ТП N 6
4
1045,47
842,51
766,8
2500
0,46
9,98
190
862,47
1146,8
1434,9
95
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Таблица Б.1
Расчёт электрических нагрузок по цехам на стороне НН
Группы приемников Ру, кВт
Ки
Кс
cosϕ
tg ϕ
Кпра
по цехам
Средняя мощность за макси- Максимальная расчётная мощмально загруженную смену
ность
Рсм, кВт
Sсм, кВА
Pр, кВт
Qр, кВАр
Sр, кВА
Qсм,
кВАр
Литейный
Cиловая нагрузка
17950,0
0,7
0,75
0,65
1,17
Осветительная
192,5
0,9
0,85
0,57
1,44
1,1
12370,0
1362,7
1942,67
1340,0
1543,85
2076,92
173,3
249,8
304,03
180,04
259,52
315,85
1433,5
1731,57
2245,239
1528,08
1842,68
2393,37
2236,0
2986,67
3733,33
1280,0
1706,67
2133,33
156,16
225,11
273,97
162,24
233,86
284,62
2396,16
3211,77
4007,3
1442,24
1940,53
2417,79
425,0
645,35
772,73
425,0
645,35
772,69
нагрузка
Всего нагрузка НН
1992,5
Прокатный
Cиловая нагрузка
3201,0
0,7
0,4
0,6
1,33
Осветительная
173,51
0,9
0,85
0,57
1,44
1,1
нагрузка
Всего нагрузка НН
3373,51
Плавильный
Cиловая нагрузка
850,0
0,5
0,5
0,55
1,52
96
Продолжение табл. Б.1
Группы приемников Ру, кВт
Ки
Кс
cosϕ
tg ϕ
Кпра
по цехам
Средняя мощность за макси- Максимальная расчётная мощмально загруженную смену
ность
Рсм, кВт
Sсм, кВА
Pр, кВт
Qр, кВАр
Sр, кВА
Qсм,
кВАр
Осветительная
240,34
0,9
0,9
0,57
1,44
1,1
215,21
310,22
377,55
236,73
341,24
415,31
640,21
955,57
1150,28
661,73
986,59
1187,96
750,0
661,44
1000,0
800,0
705,53
1066,67
40,92
58,99
71,80
42,51
61,28
74,59
790,92
720,43
1071,80
842,51
766,82
1139,23
162,5
281,46
325,0
130,0
225,17
260,0
39,04
56,28
68,49
40,56
58,46
71,16
201,54
337,73
393,49
170,56
283,63
330,96
нагрузка
Всего нагрузка НН
1089,12
Доменный
Cиловая нагрузка
1000,0
0,75
0,8
0,75
0,88
Осветительная
45,47
0,9
0,85
0,57
1,44
1,1
нагрузка
Всего нагрузка НН
1045,47
Копровый
Cиловая нагрузка
650,0
0,25
0,2
0,5
1,73
Осветительная
43,38
0,9
0,85
0,57
1,44
1,1
нагрузка
Всего нагрузка НН
693,38
97
Окончание табл. Б.1
Группы приемников Ру, кВт
Ки
Кс
cosϕ
tg ϕ
Кпра
по цехам
Средняя мощность за макси- Максимальная расчётная мощмально загруженную смену
ность
Рсм, кВт
Sсм, кВА
Pр, кВт
Qр, кВАр
Sр, кВА
Qсм,
кВАр
Сырьевой
Cиловая нагрузка
200,0
0,8
0,8
0,8
0,75
Осветительная
70,47
0,9
0,85
0,57
1,44
1,1
160,0
120,0
200,0
160,0
120,0
200,0
63,42
91,42
111,26
65,89
94,97
115,59
223,42
211,42
311,26
225,89
214,97
311,83
246,0
250,97
351,43
205,0
209,14
292,86
123,93
178,64
217,42
121,18
174,67
212,59
369,93
429,61
568,85
326,18
383,81
503,69
нагрузка
Всего нагрузка НН
270,47
Вспомогательный
Cиловая нагрузка
410,0
0,6
0,5
0,7
1,02
Осветительная
137,7
0,9
0,8
0,57
1,44
1,1
нагрузка
Всего нагрузка НН
547,7
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа