|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Концепция создания аскуэ ао-энер. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Василий Степаненко, председатель правления энергосервисной компании ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ, главный редактор журнала ЭСКО Вступление В этой статье делается акцент на целесообразность модернизации существующих промышленных ТЭС и увеличение потенциала собственного производства тепловой и электрической энергии для промышленных предприятий Украины, особенно строительства миниТЭС, с использованием современных технологий когенерации и утилизации сбросного тепла и энергии газов. Предлагается сформировать государственную программу поддержки диверсификации промышленной энергетики Украины на 2005 – 2015 гг. с целью повышения коэффициента использования газа, мобилизации собственных топливных источников и снижения импорта газа в результате выполнения этой программы. Повышение эффективности использования газа, а также замещение его потребления другими, экологически более приемлемыми источниками, продолжают тему выбора стратегии энергоэффективности для Украины. Эта стратегия была предложена в конце мая 2005 года на конференции в Мисхоре энергосервисной компанией ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ. Реализация этой стратегии должна повысить коэффициент использования газа в промышленности Украины с 25 до 70 % и обеспечить прирост валового продукта в период 2005 – 2015 гг. при одновременном снижении импорта газа в Украину. Основные предпосылки развития когенерации в промышленности Украины Украина 1514 Россия 937 Венгрия 176 Канада 113 Польша 71 США 58 Германия 42 Финляндия 31 Сегодня Украина является самой отсталой страной в мире по использованию природного газа. Как используется газ, потребляемый в Украине, немного ясно из данных, приведенных в таблице – здесь показан удельный расход газа в кубических метрах на 1000 долларов ВВП. Он используется неумело и плохо, гораздо хуже, чем в других странах. Насколько хуже – это предмет отдельного исследования, но, безусловно, хуже в разы. И эта разница определяет потенциал реально достижимого снижения потребления газа для Украины – в разы. Что будет, если мы заменим существующие устаревшие заводские теплоэлектростанции с коэффициентом использования топлива 34% на современные когенерационные ТЭС с коэффициентом использования топлива 90%. Что будет, если мы закроем дряхлые заводские котельные и построим на их месте современные миниТЭС, производя дополнительно к гигакалориям тепла мегаватты электроэнергии. Что будет, если мы перестанем сжигать доменный, мартеновский, ферросплавный, конверторный, коксохимический, нефтяной и другие попутные газы на свечах и начнём производить из этих газов тепловую и электрическую энергию. Что будет, если мы закроем городские котельные и подадим в город тепло и горячую воду, утилизируя сбросное тепло от градирен, печей, агрегатов и механизмов заводов и предприятий, которыми особенно щедро усеяны города Восточной Украины. Что будет, если Украина на деле начнёт выполнять Киотский протокол, реализуя свой потенциал энергосбережения и уменьшая тепловое загрязнение окружающей среды в 10 раз. Наверное начнётся новая эра в промышленности Украины и новая жизнь в нашей стране – мы станем богаче потому, что перестанем платить за бессмысленно потребляемый газ из России и Туркменистана. В этой статье мы предлагаем начать эту работу в 2005 году и закончить её в 2015 году как национальную программу государственной поддержки проектам реконструкции промышленной энергетики и снижения импорта природного газа до некритических величин. Основной целью для модернизации промышленной энергетики в этот период должно стать замещение от 2 до 4 ГВт электрической мощности, потребляемой сегодня от энергосистемы, на её децентрализованное производство на самих промышленных предприятиях с одновременным улучшением экономических и экологических показателей энергосистемы Украины (благодаря выводу из эксплуатации устаревших и неэффективных энергоблоков). Реальность достижения этой цели обосновывается следующими факторами: - цены на энергоресурсы продолжают расти, прогнозируется их скачок с увеличением до 70% в текущем десятилетии. - замена устаревшего оборудования котельных и ТЭС на современные когенерационные миниТЭС с приближением источников к центрам потребления увеличивает коэффициент использования топлива более чем в 2 раза. - топливный потенциал использования промышленных газов позволяет получать дополнительно более 1.4 ГВт электрической мощности. - утилизация сбросного тепла и тепловых выбросов промышленных предприятий с вступлением в силу Киотского протокола может стать новым энергетическим ресурсом с потенциалом более 4 ГВт тепловой мощности. - коэффициент использования собственной тепловой и электрической энергии выше на 10-20 %, поскольку потери на передачу и трансформацию почти отсутствуют, нет неизбежных “коммерческих” потерь. Государственная политика стимулирования снижения импорта газа в Украину должна учитывать огромный потенциал собственного производства электрической и тепловой энергии, поощряя собственников и инвесторов к развёртыванию проектов на этом направлении. В рамках развития недавно принятых Законов Украины “О комбинированном производстве тепловой и электрической энергии (когенерации) и использовании сбросного энергопотенциала” “О теплоснабжении” необходимо разработать программу государственной поддержки реконструкции и развития промышленной энергетики. Примером для реализации подобной программы в промышленности Украины может быть программа Магнитогорского металлургического комбината, в результате реализации которой за 7 лет был создан потенциал в 530 МВт собственного производства электроэнергии на попутных газах. Реализация этой программы позволила осуществить переход завода на собственное тепло и электроснабжение комбината от собственного топлива с использованием энергосистемы в качестве резервного источника. Если в 1996г. электроэнергия в себестоимости металлопродукции составляла 6,3 %, то в 2001г. (1 полугодие) - 0,6 %. В 10 раз энергетикам ММК удалось снизить гигантское электропотребление комбината, мобилизуя потенциал попутных газов и утилизируя тепловую энергию от технологических процессов – этот подвиг нам ещё предстоит осознать. Нужно взять на вооружение опыт российских энергетиков и преобразовать украинскую промышленную энергетику по образу и подобию. На предприятии специалистами Управления главного энергетика ММК разработана “Концепция развития энергетического хозяйства ОАО “ММК” на 1997 - 2005 г.г.”, где были сформулированы и реализованы следующие основные принципы: - модернизация существующих энергетических объектов, ориентированная на максимальную выработку собственных энергоресурсов предприятия. - максимально возможная утилизация вторичных энергетических ресурсов (ВЭР), (направленная прежде всего на выработку электроэнергии). - реализация мероприятий, обеспечивающих общее сокращение энергетических затрат. - внедрение энергосберегающих технологий. “…Магнитка» рассматривает возможность переработки конвертерного газа Магнитогорский металлургический комбинат добился почти 100-процентного обеспечения производства собственной электроэнергией. Последние месяцы 2003 года и начало этого подразделения комбината отработали практически с нулевым энергопотреблением со стороны. Лишь для дочерних предприятий пришлось закупать небольшую часть электроэнергии. Тем не менее, задача обеспечения энергетической безопасности не теряет для металлургов Магнитки своей актуальности, поскольку при организации электросталеплавильного производства потребление электроэнергии возрастет. Кроме этого, при реструктуризации РАО ЕС России к 2008 году возможна отмена перекрестного субсидирования и государственного контроля за тарифами. По мнению энергетиков, это приведет к значительному росту стоимости электроэнергии и приближению ее к мировому уровню. Свои опасения специалисты связывают с возможным ростом себестоимости металлопродукции, поэтому, по словам главного энергетика ОАО «ММК» Геннадия Никифорова, программа дальнейшего развития предприятия должна предусматривать наращивание собственной энергетической мощности. В связи с этим, вслед за утилизацией доменного и коксового газа на Магнитогорском металлургическом комбинате рассматривается проект переработки конвертерного газа. Предварительные расчеты показывают, что за счет его утилизации можно сократить потребление природного газа в объеме 20-25 тыс. кубометров в час. А если использовать самые передовые технологии прямой утилизации конвертерного газа в электроэнергию, то можно сразу же получить до 80 мВт электрической мощности…” Такая Концепция не помешала бы всей Украине, особенно её промышленному сектору. Приближение производства к центрам потребления электрической и тепловой энергии существенно снижает потери, делая миниТЭС экономически более привлекательными для собственников предприятий. Собственное производство с использованием энергосистемы в качестве резервного источника существенно увеличивает надёжность энергоснабжения предприятий, снижает системные потери и непроизводительные затраты в энергосистеме Украины. Ещё одним, немаловажным фактором в пользу предлагаемой стратегии является снижение ранее казавшихся неизбежными огромных системных затрат со стороны государства на реконструкцию крупных ГРЭС и АЭС, выработка ресурса которых подходит к неизбежному концу. Несомненно, выбор модели государственной поддержки для развития потенциала собственной генерации в промышленности Украины очень важен для нашей страны. Собственники предприятий, потенциальные инвесторы проектов модернизации, международные финансовые организации, производители оборудования, проектные и инжиниринговые компании – все те, кто определяет и материализует промышленную политику будущего Украины, ждут этого выбора. Нефтегазовая, угольная, пищевая, горнодобывающая и металлургическая промышленность уже начинает инвестировать средства в снижение собственных издержек, прежде всего в модернизацию собственной энергетики и внедрение энергосберегающих технологий. Отдельные проекты уже сегодня реализуются на пилотной основе, Неизбежной для всех предприятий является модернизация существующих промышленных ТЭС. Экономически очень привлекательными также являются проекты замены большинства существующих и устаревших котельных на локальные ТЭС. Переход на автономное теплоэнергообеспечение во вновь строящихся и модернизируемых предприятиях экономически привлекателен для частного капитала – стоимость миниТЭЦ становится соизмерима со стоимостью выполнения техусловий от энергоснабжающих организаций на ввод новых мощностей, особенно в энергодефицитных регионах. Многое будет зависеть от соотношения тарифов на газ, электрическую и тепловую энергию - в этот драматический период роста цен на нефть и газ исчерпывается ресурс большинства существующих станций. Мы исходим из предположения, что тарифы на газ будут отставать от тарифов на электрическую и тепловую энергию, увеличивая экономические преимущества когенерации. Наш анализ показывает, что с принятием такой программы в период 2005 – 2015 гг. в Украине начнется активное формирование и развитие рынка когенерационных технологий и оборудования, в том числе: - в промышленности будут построены более 500 миниТЭС с мощностью от 0.5 до 70 МВт с суммарным потенциалом около 2 - 4 ГВт. - стоимость оборудования и работ потребует инвестиций в размере 1.9 – 3.8 миллиардов $. - приоритетное развитие получат парогазовые и газопоршневые технологии, отличающиеся высокими экономическими показателями, появятся типовые решения по строительству микроТЭС на основе микротурбин. - в силу отработанности технических решений, более высокой надежности, более высокого КПД, эксплуатационных характеристик и привлекательных финансовых схем (товарного кредита на 5-6 лет, лизинга, других схем, позволяющих уменьшение кредитной нагрузки и погашение долга из фактически получаемой прибыли) основное распространение в этот период получит импортное оборудование западных компаний. Можно сформулировать основные тезисы для развития нового вектора модернизации в промышленной энергетике Украины: Первое - сооружение когенерационных установок (электрической мощностью от 0,5 до 50-100 МВт) не требует огромных капиталовложений. По сравнению с удельными затратами на строительство новых ТЭС 1500-2000 дол./кВт (э) удельная стоимость 1 кВт электрической мощности миниТЭС составляет 700-900 дол./кВт (э). Второе - учитывая различие в себестоимости вырабатываемой электроэнергии и тарифов (или цен на энергорынке) когенерационные установки будут приносить прибыль, достаточную для того, чтобы окупить капитальные затраты на их сооружение на протяжении 4-5 лет их эксплуатации. Эти сроки окупаемости инвестиций в 2-3 раза ниже, чем средние сроки окупаемости для электроэнергетики в 12-15 лет. Третье - когенерационные установки располагаются непосредственно вблизи потенциальных потребителей теплоэлектроэнергии, так как база для них находится обычно в регионах с уже сложившейся инфраструктурой. В результате использования когенерационных технологий существенно снизятся потери электроэнергии в сетях тепло- и электропередач. Четвертое - внедрение когенерации является экологически безопасным. Когенерационные установки имеют низкие уровни выбросов токсичных веществ (СО и NOx) и удовлетворяют самым жестким европейским нормам. Кроме того, высокоэффективные когенерационные установки заметно снизят выбросы СО2 в атмосферу, вырабатывая то же количество электроэнергии при меньшей затрате топлива. Пятое - наконец получат экономически целесообразное решение проблема внедрения и эксплуатации пиковых мощностей высокой эффективности. Энергетическая надстройка котельной может включаться в часы «пик», и вырабатываемая на ней электроэнергия будет иметь удельный расход топлива ниже, чем на базовых электростанциях. К 2010 г. более 70 % оборудования ТЭС Минэнерго должно отработать 1,5 2,0 граничных ресурса и находиться в эксплуатации более 35 40 лет, а начиная с 2010 по 2020 годы необходимо будет вывести из эксплуатации все ядерные энергоблоки. Одновременно с подорожанием газа, электрической и тепловой энергии широкое распространение получат технологии утилизации низкопотенциального сбросного тепла с применением тепловых насосов, новую жизнь получат технологии испарительного охлаждения. Сжигать газ в котельных для производства только тепловой энергии будет равносильно сжиганию ассигнаций – эти перемены должны произойти до 2010 года. Иначе горнодобывающую и металлургическую отрасли Украины можно потихоньку готовить к консервации – цены на энергоносители и конкуренция с китайскими металлургами похоронят эти и не только эти отрасли навсегда. Преимущества для работы на этом, новом рынке промышленной энергетики получат конгломераты специализированных компаний, предлагающих проекты “под ключ” – от анализа и оценки проектов, их финансирования, внедрения и сервисного обслуживания в дальнейшие периоды. Это как раз те самые реальные рабочие места, о которых говорила новая власть, придя к власти. Можно ожидать, что в сложившемся экономическом поле Украины большая часть когенерационной энергетики будет сооружаться частными и акционерным компаниям; другими словами, по мере развития промышленной когенерации в энергетике появится реальная конкурентная среда на рынках тепловой и электрической энергии. Станет экономически выгодно продавать по низким тарифам не только металл, но и тепловую и электрическую энергию, избытки которой появятся на многих промышленных предприятиях в Украине. Это, в свою очередь, позволит ещё больше снизить импорт в Украину природного газа для коммунально – бытовых потребностей. Так, например, утилизация только половины тепловой энергии, сбрасываемой в окружающую среду при сжигании природного газа в технологических процессах завода “ЗАПОРОЖСТАЛЬ”, позволит обеспечить горячей водой и отоплением весь город Запорожье с его окрестностями. Сегодня это ещё экономически непривлекательно для собственников “ЗАПОРОЖСТАЛИ” – завтра это должно стать одним из профильных бизнесов завода. Симбиоза интересов государства и собственников предприятий для трансформации украинской энергетики сегодня ещё не существует в Украине. Старая власть не была толерантна к когенерации – чего стоило одно непонятное вето президента на принятие этого закона. Новая власть пока не понимает потенциала реформ энергетики, но уже озабочена усиливающейся зависимостью Украины от импорта нефти и газа. У этой программы наверняка появится оппозиция – существующее положение многим экономически выгодно. Так было хорошо получать по низким ценам энергоносители, платить нищенскую заработную плату и вывозить прибыль за рубеж. Украина крепко сидит на игле энергетической зависимости, прежде всего благодаря экономическим интересам тех украинских компаний, отраслей и связанных с ними представителей исполнительной и законодательной власти, которые получают прибыль от масштабов движения энергоносителей, особенно при импорте энергоносителей из за рубежа. И сегодня, при стоимости 1 ГВт.год электроэнергии равным в среднем 350 миллионов долларов, потеря этой части рынка для централизованной энергосистемы Украины оценивается в 0.7 – 1.4 миллиарда долларов ежегодно. Около 1 миллиарда долларов можно высвободить в платежах за газ, благодаря утилизации промышленных тепловых отходов и передачи этого тепла в коммунально - бытовой сектор. Часть этих денег сегодня пока ещё идёт в оплату за топливо для теплоэлектростанций и котельных, в том числе за импортируемый газ. Да и каждому директору теплосетей и облэнерго будет невыгодно появление конкурентов на региональных энергетических рынках – рентабельность их предприятий сегодня и так невысока. Стоит отобрать у них ещё часть потребителей и их убыточность уже будет предопределена. Нужны комплексные и сбалансированные решения. Такая программа нужна большинству народа Украины – это освобождение от унизительной энергетической зависимости, в которой мы не повинны. Трудно сделать первый шаг, но как сказал когда-то классик – раб, осознавший, что он раб, уже не раб. Все страны Запада справились с проблемами перехода к рыночной энергетике, справимся и мы, достаточно заимствовать опыт у соседей и проявлять политическую волю.
Локальные и региональные системы Концепция создания АСКУЭ Основной целью учета электрической энергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии и мощности на оптовом рынке ЕЭС России и розничном рынке потребления для решения следующих технико-экономических задач на всех уровнях управления в энергетике: · финансовые (коммерческие) расчеты за электроэнергию и мощность между субъектами оптового и розничного рынков потребления; · управление режимами электропотребления; · определение и прогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии (выработка, отпуск с шин, потери и т.д.); · определение и прогнозирование удельных расходов топлива на электростанциях; · определение стоимости и себестоимости производства, передачи и распределения электроэнергии и мощности; · контроль технического состояния и соответствие требованиям нормативно-технических документов систем учета электроэнергии в электроустановках. Контроль достоверности учета электроэнергии достигается за счет ежемесячного составления баланса поступившей и отпущенной электрической энергии с учетом потерь и расхода электрической энергии на собственные нужды. Баланс составляется на основе показаний счетчиков электрической энергии, снимаемых на 24-00 ч местного времени последних суток каждого расчетного месяца. Принятая в настоящее время ручная запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, не вполне корректна и приводит к дополнительным погрешностям, поскольку трудно обеспечить одновременную и безошибочную запись этих показаний, особенно при большом числе контролируемых счетчиков. Автоматизация учета электрической энергии и мощности, включающая и регистрацию показаний счетчиков электрической энергии на заданный момент времени, достигается за счет внедрения АСКУЭ, которые обеспечивают решение следующих задач : · оперативный контроль и анализ режимов потребления электроэнергии и мощности основными потребителями; · оптимальное управление нагрузкой потребителей; · сбор и формирование данных на энергообъекте для использования их при коммерческих расчетах; · сбор и передача информации на верхний уровень управления и формирование на этой основе данных для проведения коммерческих расчетов между поставщиком и потребителем электрической энергии; · автоматизация финансово-банковских операций и расчетов с потребителями. АСКУЭ должны выполняться на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ должны входить: · счетчики электрической энергии , оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифро-вой код ( при использовании электронных реверсивных счетчиков – раздельно на каждое направление); · аттестованные устройства сбора и передачи данных (УСПД) , обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления; · каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации; · средства обработки информации (как правило, ПЭВМ). С метрологической точки зрения АСКУЭ представляет собой специальный тип измерительной системы, т.е. совокупность определенным образом соединенных между собой средств измерений и других технических средств, образующих измерительные каналы, которая реализует процесс измерения и обеспечивает автоматическое (автоматизированное) получение результатов измерений. Метрологическое обеспечение АСКУЭ должно проводиться в соответствии с общими правилами, распространяющимися на измерительные системы. В соответствии с различают измерительные системы (ИС) трех типов: · ИС широкого применения, разрабатываемые для серийного производства в виде законченных изделий, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, изложенных в их эксплуатационной документации ( далее ИС-1). · ИС целевого применения, разрабатываемые для единичного (разового или повторяющегося мелкими партиями) изготовления, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, изложенных вих эксплуатационной документации (далее ИС-2). · ИС целевого применения, проектируемые под определенные объекты (группы однородных объектов) и возникающие как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации путем комплектации из компонентов серийного или единичного изготовления и соответствующего монтажа и наладки, осуществляемых в соответствии с проектной документацией (далее ИС-3). Следует заметить, что в соответствии с Законом РФ «Об обеспечении единства измерений» ИС, используемые для коммерческого учета электрической энергии , подлежат обязательным испытаниям для целей утверждения типа. Испытаниям подлежат перечисленные выше типы ИС, в том числе и системы типа ИС-3, скомплектованные на объекте эксплуатации из средств измерений, каждое из которых в отдельности зарегистрировано в Государственном реестре средств измерений. Цель испытаний в последнем случае – проверка соответствия системы в целом нормативным требованиям, и, в частности, проверка : · наличия нормированных метрологических характеристик системы; · наличия эксплуатационной документации, оформленной в соответствии с [10] и определяющей, в том числе, требования к линиям связи и каналообразующей аппаратуре, при которых гарантируется функционирование системы с заданными метрологическими характеристиками; · фактических значений метрологических характеристик системы в рабочих условиях эксплуатации. Положительные результаты испытаний являются основанием для утверждения типа ИС и регистрации ее в Государственном реестре средств измерений с выдачей сертификата об утверждении типа системы. С целью ускорения работ по автоматизации коммерческого учета перетоков электроэнергии по межгосударственным связям и на наиболее важных объектах РАО ЕЭС России разработало концепцию создания АСКУЭ]. Эта концепция должна стать методологической и организационно-технической основой для создания АСКУЭ не только в РАО «ЕЭС России», но и на промышленных предприятиях, у потребителей электрической энергии. В соответствии с этой концепцией структура и иерархия АСКУЭ должны соответствовать современной структуре управления в электроэнергетике и включать в себя несколько уровней: · уровень РАО ЕЭС России (верхний уровень управления); · уровень региональных отделений РАО ЕЭС России ; · уровень субъектов оптового рынка - энергосистемы ( региональные АО-энерго, электростанции, АЭС и электрические сети 330 – 1150 кВ РАО ЕЭС России ); · уровень структурных подразделений АО-энерго (сетевые предприятия, электростанции) и промышленных предприятий . На каждом уровне АСКУЭ решаются свои технологические и коммерческие задачи, происходит обмен измерительной информацией с выше- и нижестоящими уровнями системы. Периодичность обработки и передачи информации : · оперативная информация – 15- и 30-минутная, часовая о средних значениях мощности (электроэнергии) за соответствующий период; · календарная информация – суточная, а также нарастающим итогом - недельная и месячная информация об электроэнергии и мощности. На каждом уровне АСКУЭ должны быть обеспечены хранение и обработка собранной информации, т.е. создана база данных, отвечающая следующим требованиям: · хранимые данные должны быть надежно защищены от несанкционированного доступа и потерь; · объем обмена данными между уровнями определяется потребностями вышестоящего уровня и должен полностью обеспечивать возможность проведения коммерческих расчетов; · привязка хранимых данных ко времени их получения с возможностью приведения результатов коммерческих расчетов к единому времени. Обслуживание банков данных должно проводиться с помощью соответствующего программного обеспечения специально обученным персоналом, на который возложены следующие функции : · сопровождение программных комплексов сбора и обработки информации; · обмен информацией между различными уровнями АСКУЭ и ручной опрос нижних уровней АСКУЭ в случае невозможности получения информации автоматически в установленные сроки; · формирование отчетных форм. В рамках данной концепции удобно осуществлять поэтапный ввод АСКУЭ в промышленную эксплуатацию, исходя из приоритетности решаемых задач и имеющихся в наличии технических средств. По принципу организации существующие АСКУЭ можно разделить на два типа – локальная АСКУЭ ( АСКУЭ отдельного предприятия) и региональная (многоуровневая) АСКУЭ. Локальная АСКУЭ При условии, что АСКУЭ территориально расположена на одном предприятии (например, на подстанции или заводе), она имеет следующую структуру: · счетчики электрической энергии и мощности; · УСПД ( телесумматоры, мультиплексоры и др.) ; · сервер опроса УСПД - ЭВМ, соединенная с УСПД или счетчиками электрической энергии (если они имеют соответствующий интерфейс). На ЭВМ устанавливается специализированное ПО, способное принимать данные от УСПД и сохранять их в базе данных результатов измерений ; · рабочие места технологов – ЭВМ, подключенные к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия, в которой находится сервер опроса УСПД или сервер баз данных (БД). Как вариант, возможна организация удаленных рабочих мест. ЛВС АСКУЭ, как правило, имеет топологию Звезда или Общая шина и строится с использованием стандартных технических и программных средств. Типичный пример структуры локальной АСКУЭ (ЛАСКУЭ) приведен на рис.1. В этом случае сервер опроса УСПД и сервер БД определяются как узлы локальной вычислительной сети АСКУЭ (см. рис. 1). Выбор технических средств для построения ЛАСКУЭ определяется, в первую очередь, количеством измерительных каналов системы. При построении относительно небольшой системы с высокими требованиями к погрешности результата измерения ЛАСКУЭ обычно строится на базе относительно дорогих интеллектуальных счетчиков электрической энергии типа счетчиков АЛЬФА производства АББ ВЭИ Метроника, г. Москва. В качестве примера подобной системы можно указать комплекс электронных средств автоматизированного учета электроэнергии на базе ИВК «Метроника», зарегистрированный в государственном реестре средств измерений под номером ГР № 18125. При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов до нескольких сотен более дешевыми оказываются системы, построенные на базе счетчиков, оснащенных число-импульсным телеметрическим выходом, и стандартных УСПД. В качестве примера можно привести широко распространенный комплекс технических средств «Энергия» (ГР № 12730). При построении ЛАСКУЭ с числом измерительных каналов порядка тысячи возникают проблемы с организацией передачи значительного объема измерительной информации по относительно небольшому числу линий связи. Для повышения производительности передачи измерительной информации в таких случаях применяют линии связи с уплотнением измерительной информации до ее архивирования в УСПД. Для уплотнения измерительной информации между счетчиками электрической энергии и УСПД включают устройства сбора данных (УСД), осуществляющие прием измерительной информации от ряда счетчиков системы ( количество счетчиков, приходящихся на одно УСД, обычно кратно 16), накопление этой информации в течение 10 – 15 с и передачу накопленной информации в цифровой форме на УСПД системы. В качестве примера подобной системы можно привести телемеханическую систему учета ПЧЕЛА (ГР № 18332). Рис. 1. Структура локальной АСКУЭ Региональная система сбора информации АСКУЭ В ситуации, когда необходимо организовать сбор и обработку данных от нескольких локальных АСКУЭ, создается региональная АСКУЭ (РАСКУЭ), представляющая собой многоуровневую систему. Верхние уровни этой системы образованы узлами системы, соединенными между собой линиями связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой. Учитывая современные тенденции в развитии коммуникаций, РАСКУЭ обычно строится на принципах организации Интернет- и Интранет-сетей. К нижнему уровню РАСКУЭ относятся ЛАСКУЭ, от которых поступает измерительная информация о потреблении электрической энергии. При этом для организации функционирования РАСКУЭ требуется выполнение ряда требований к форматам представления измерительной информации, в числе которых можно назвать: · наличие универсального формата представления данных; · наличие согласованного протокола обмена данными; · существование единой системы описания (кодировки) результатов измерений и вычислений; · возможность организации взаимодействия между узлами РАСКУЭ. Например, ставится задача организовать на предприятии Г обработку данных, поступающих от предприятий А, Б и В, и, кроме того, обеспечить обмен данными предприятий А, Б и В между собой . В таком случае каждое из предприятий А, Б и В должны иметь ЛВС с присутствующим в ней узлом ЛАСКУЭ (см. рис.1), узлом РАСКУЭ и шлюзом к корпоративной сети или сети Интернет. Тип шлюза и коммуникаций не имеет значения и зависит от возможностей конкретного предприятия. Предприятие Г должно иметь также узел РАСКУЭ и шлюз корпоративной сети. При этом в базах данных АСКУЭ всех предприятий должно содержаться описание обрабатываемых измерений. Рассмотрим схему работы подобной РАСКУЭ, представленную на рис.2 : 1) УСПД на предприятии А получило некоторое измерение (например, количество активной энергии, полученной за последние 30 мин. по одной из контролируемых линий электропередачи). 2) Программное обеспечение ЛАСКУЭ получает значение измерения от УСПД и записывает его в свою БД. Затем ПО ЛАСКУЭ (или промежуточное ПО – шлюз между БД ЛАСКУЭ и РАСКУЭ) формирует представление этого измерения в универсальном формате РАСКУЭ с соблюдением универсальной кодировки данных РАСКУЭ и осуществляет передачу этого представления в соответствии с протоколом обмена данными РАСКУЭ. 3) УСПД на предприятии А получило некоторое измерение (например, количество активной энергии, полученной за последние 30 мин. по одной из линий электропередачи). 4) Программное обеспечение ЛАСКУЭ получает значение измерения от УСПД и записывает его в свою БД. Затем ПО ЛАСКУЭ (или промежуточное ПО – шлюз между БД ЛАСКУЭ и РАСКУЭ) формирует представление этого измерения в универсальном формате РАСКУЭ с соблюдением универсальной кодировки данных РАСКУЭ и осуществляет передачу этого представления в соответствии с протоколом обмена данными РАСКУЭ. 5) Узел РАСКУЭ, получив данные, укладывает их в БД РАСКУЭ. В БД РАСКУЭ содержится описание как самого данного, так и маршрутов репликации – транзитной передачи. 6) Если имеется описание репликации данного измерения на узел РАСКУЭ предприятия Б, то ПО узла РАСКУЭ выполняет его передачу так же, как это было описано в п.2. 7) Передача осуществляется через шлюзы корпоративной сети. 8) Узел РАСКУЭ предприятия Б, получив данные от узла А, анализирует описание измерения в своей БД. 9) При наличии корректного описания измерения, производится его сохранение в БД предприятия Б. Если в БД РАСКУЭ предприятия Б содержится описание репликации на другие узлы, то процесс будет выполняться по аналогичной схеме. Кроме того, на узлах РАСКУЭ могут производится дополнительные вычисления над полученными данными. Результаты этих вычислений также подлежат сохранению в БД РАСКУЭ и, при необходимости, транзитной передаче другим узлам. Рис. 2. Структура и функционирование РАСКУЭ Пример организации работы РАСКУЭ Для демонстрации работы РАСКУЭ рассмотрим пример, представленный на рис.3. Имеется крупный потребитель электроэнергии (завод №1). На заводе установлена локальная АСКУЭ (например, производства АББ ВЭИ Метроника, г. Москва). Завод получает электроэнергию по ЛЭП от подстанции, принадлежащей АО-энерго №1. На заводе производятся измерения приема активной и приема/передачи реактивной энергии и мощности с помощью ЛАСКУЭ. Эта информация должна поступать на Предприятие электрических сетей ( ПЭС ) №1. На подстанции также имеется локальная АСКУЭ (например, производства АО Амрита , г. Пенза). На подстанции производятся измерения передачи активной и приема/передачи реактивной энергии и мощности. Эта информация должна поступать в ПЭС №1. В ПЭС №1 производится анализ и обработка полученных данных как от потребителей, так и от поставщиков. Энергосбыт АО-энерго №1 должен получать информацию о перетоках энергии и мощности между субъектами рынка. Для этого на узле РАСКУЭ ПЭС №1 производится дополнительный расчет (вычисление значений перетоков из значений приема и передачи активной и реактивной энергии и мощности) с последующей передачей этих данных на узел РАСКУЭ АО-энерго №1. Рис. 3. Пример организации РАСКУЭ В составе АО-энерго может иметься несколько ПЭС, районов электрических сетей (РЭС), электростанций. Каждый ПЭС (РЭС) обслуживает некоторое количество потребителей, подстанций, электростанций. На каждом узле РАСКУЭ сосредотачивается информация с той степенью детализации, которая требуется для произведения регламентированных расчетов. АО-энерго №1, в свою очередь, должно предоставлять некоторый объем данных в ОДУ оператору Федерального оптового рынка электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Кроме того, АО-энерго №1 обменивается данными об измерениях (например, межсистемных перетоков) с соседними АО-энерго. ОДУ получает и обрабатывает информацию от нескольких АО-энерго, подстанций и электростанций РАО ЕЭС Россиии . ПО узла АСКУЭ ACS 1.0 для ОС MS Windows NT Server 4.0/2000 Программное обеспечение узла АСКУЭ предназначено для организации автоматизированного приема/передачи информации АСКУЭ. Благодаря встроенным возможностям автоматического обмена данными ПО сервера АСКУЭ позволяет строить многоузловые территориально-распределенные сети обработки информации АСКУЭ. Узел АСКУЭ – программно-аппаратный комплекс, реализующий возможности приема, обработки, передачи, хранения и использования информации АСКУЭ на предприятии. Назначение ПО узла АСКУЭ ACS 1.0 Данное ПО позволяет организовать прием данных от клиентов-передатчиков, обработку и транзитную передачу принятых данных другим узлам АСКУЭ а также просмотр поступивших данных и формирование отчетных документов на их основании. Интегрирован с ОИК . При установке данного ПО на предприятии (ПС, ПЭС, РЭС, МЭС, АО-энерго и др) узел АСКУЭ может выполнять следующие функции: 1. принимать данные АСКУЭ от клиентов-передатчиков по стеку сетевых протоколов TCP/IP (который может быть организован по выделенному или коммутируемому каналу связи, радиоканалу, оптоволоконному каналу, Ethernet и т.д.). Клиенты-передатчики - это , как правило, ПЭВМ с установленным соответствующим программным обеспечением , установленным протоколом TCP/IP и подключенные к локальной сети предприятия, корпоративной сети или Интернет. Программное обеспечение клиентов-передатчиков должно обеспечивать возможность передачи данных узлу АСКУЭ либо непосредственно от УСПД (устройств сбора и передачи данных, таких, как счетчики, телесумматоры и т.п.), либо из баз данных, формируемых фирменным программным обеспечением конкретного УСПД 2. производить запись принятых данных в БД АСКУЭ с предварительной проверкой прав и корректности принятых данных 3. передавать поступившие данные в автоматическом режиме другим узлам АСКУЭ (одному или нескольким) через TCP/IP-соединение (технология Клиент/Сервер) или средствами электронной почты (макет 63002) 4. автоматически производить вычисления над поступившими данными по заданной формуле 5. управлять информационными объектами БД АСКУЭ (кодами каналов, счетчиков, отправителей, атрибутами клиентов-передатчиков и т.п.) 6. осуществлять контроль за приемом, обработкой и передачей данных 7. создавать, корректировать, просматривать и распечатывать любые отчетные документы, сформированные на основании данных из БД АСКУЭ. Kомплекс программного обеспечения ACS 1.0 состоит из: 1. БД АСКУЭ (для MS SQL Server 7.0 / 2000) 2. Start/Control-сервиса АСКУЭ (Askue_SC.exe): сервис, осуществляющий запуск, остановку и контроль за работоспособностью модулей обработки данных узла АСКУЭ 3. IP-модуля (Askue_IP.exe): модуль, осуществляющий прием данных от клиентов-передатчиков по устанавливаемому клиентом TCP-соединению в режиме реального времени (клиент/сервер) 4. Mail-модуля (Askue_Ml.exe): модуль, осуществляющий прием данных от клиентов-передатчиков по электронной почте 5. SendCheck-модуля (SendCheck,exe): модуль, осуществляющий отправку квитанций о приеме и обработке макета 63002 по запросу отправителя. 6. Request-модуля (Askue_RQ.exe): модуль, осуществляющий прием запросов от клиентов на пополнение/изменение списка реплицируемых данных, а также контролирующий работу модулей, ответственных за репликацию данных 7. SendIP-модуля (SendIP.exe): модуль, осуществляющий репликацию (транзитную передачу) данных, поступивших на данный узел АСКУЭ, другим узлам АСКУЭ через устанавливаемое TCP-соединение (клиент/сервер) 8. SendMail-модуля (SendMail.exe): модуль, осуществляющий репликацию (транзитную передачу) данных, поступивших на данный узел АСКУЭ, другим узлам АСКУЭ средствами электронной почты 9. AutoCalc-модуля (Askue_AC.exe): модуль, производящий автоматические вычисления над поступающими данными по заданной формуле. Формула расчета может состоять из любого количества переменных, над которыми могут производится арифметические операции (+, -, *, /, ^) со скобками и без, операции отношения и логические операции (>, <, <=, >=, OR, AND, NOT), а также функции (SIN, COS, TAN, ARCTAN, SQR, SQRT, E, PI, ABS, EXP, LOG, LN, MIN, MAX) 10. Программы для тестирования модулей узла АСКУЭ (IP_client.exe): предназначена для тестирования работоспособности модулей приема данных узла АСКУЭ а также передачи блоков данных 11. Программы администратора БД АСКУЭ (AskueMan.exe): предназначена для управления информационными объектами БД АСКУЭ, контроля за приемом/обработкой данных, просмотра поступивших данных 12. Программы администратора серверов (модулей) узла АСКУЭ (AskueCfg.exe): предназначена для управления конфигурационными параметрами модулей узла АСКУЭ и управления списком репликации 13. Программы генератора отчетов АСКУЭ (AskueRep.exe): предназначена для создания, редактирования, вычисления и печати любых (по своему содержанию) отчетных документов с использованием информации из БД АСКУЭ (возможности произведения любых расчетов с применением любых арифметических операций, операций отношения и логических операций, а также функций (порядка 50 ). Для организации нормальной работы узла АСКУЭ необходимо: 1. подключение компьютеров, на которых устанавливается ПО узла АСКУЭ, к ЛВС предприятия, имеющей шлюз к Интернет или корпоративной сети РАО 2. наличие протокола TCP/IP 3. наличие MS SQL Server 7.0 / 2000 4. доступ ПО узла АСКУЭ к SMTP и POP3-серверам предприятия 5. назначение администратора узла АСКУЭ и БД АСКУЭ Требования к средствам вычислительной техники Для обеспечения функционирования и обслуживания узла АСКУЭ: 1. сервер для установки серверной части программного обеспечения узла АСКУЭ и для установки программного обеспечения MS SQL Server 7.0 / 2000 и базы данных узла АСКУЭ (рекомендуемую конфигурацию см. в таблице) 2. рабочие станции для установки клиентского программного обеспечения узла АСКУЭ (рекомендуемую конфигурацию см. в таблице) Сервер узла АСКУЭ Процессор Intel Pentium II - III (233 МГц или более) Возможна конфигурация с двумя или более процессорами ОЗУ Не менее 64 Мб (рекомендуется 128 Мб) НЖМД SCSI, 4 Гб или более. Рекомендуется вариант с двумя накопителями для организации системы защиты от сбоя типа RAID 0 (зеркалирование) или др. Привод CD-ROM х12 или более Устройство резервного копирования стриммер, IoMega Jaz, любой CDRW (привод CD-ROM с возможностью многократной записи) или другое. Обязательно совместимое с ОС MS Windows NT Server 4.0 / 2000 Рабочая станция Любая конфигурация, обеспечивающая устойчивую работу ОС MS Windows 95/98 или MS Windows NT WorkStation 4.0/Professional 2000 Вывоз мусора правильно и утилизация отходов Экодом. Аозт. Проблемы энергосбережения и энер. Глава 14. Содержание третьего тома материалов конгресса. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
