98121

Разработка системы коммерческого учета электроэнергии для станции техобслуживания города Кириши

Дипломная

Энергетика

Обеспечение расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным обьемом их поставки и потребления. Минимизация производственных и непроизводственных затрат на энергоресурсы. Благодаря различным способам достижения цели минимизация затрат на энергоресурсы может быть реализована как без уменьшения объема потребления энергоресурсов...

Русский

2015-10-29

431.72 KB

3 чел.

Оглавление

Введение. 8

Цели энергоучета. 10

Задачи систем контроля. 10

АСКУЭ. 11

Выбор поставщика. 17

Концепция АСКУЭ. 18

Функции системы. 21

Состав АСКУЭ. 22

Интерфейсы. 24

УСПД. 25

Компьютеры. 26

Структура системы. 26

Этапы создания АСКУЭ. 27

ТКП. 28

Подписание договора. 29

Проектирование системы. 29

Назначения и задачи. 30

Обобщенная структура АСКУЭ. 33

Характеристика объекта автоматизации. 35

Принцип работы индукционного электросчетчика. 38

Принцип работы электронного электросчетчика. 40

Состав технических средств. 41

Расчет базовых трансформаторов тока. 43

Расчет первичных токов. 43

Расчет вторичных нагрузок трансформаторов тока. 45

Расчет потерь электроэнергии. 47

Состав технических средств системы. 52

Состав технических средств. 55

Расчет первичных токов. 57

Расчет вторичных нагрузок трансформаторов тока. 59

Безопасность жизнедятельности. 67

Безопасность труда при эксплуатации трансформаторной подстанции. Разработка средств защиты. 68

АСКУЭ. 68

Оборудование. 69

Параметры вредных веществ и пыли. 71

4. в помещении без естественной вентиляции объем наружного воздуха  должен составлять не менее 60 м3/ч воздуха. 72

Степень опасности поражения человека электрическим током. 72

1. медные однопроволочные сечением менее 1 мм2 — навивом, пайкой, а при соединениях к зажиму — пластинчатыми наконечниками,-U. однопроволочные сечением от 1—6 мм2, а многопроволочные 1,0—2,5 мм2 — под винтовой зажим. При этом на конце жилы предварительно должно быть сформировано кольцо по часовой стрелке; 74

2. концы многопроволочных жил должны быть облужены; 74

3. однопроволочные жилы сечением свыше 6 мм2, а многопроволочные свыше 2,5 мм2 перед подключением должны быть оконцованы наконечниками с помощью пайки или опрессоваиця. Допускается подключение без предварительного оконцевания наконечниками однопроволчных жил сечением 6-10 мм2 при условии оформления конца жилы в кольцо по часовой стрелке с предохранением от выдавливания фасонными шайбами и от самоотвинчивания- пружинными шайбами. Под один винтовой зажим может подключаться не более двух медных жил.                                                   Напряжение прикосновения и токи, протекающие через человека, нормируются согласно ГОСТ 12.1.038–88 «ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов». 74

Выбор степени защиты электрооборудования. 76

Шум. 77

Пожарная безопасность. 78

1. Устройством существующего защитного заземления и зануления; 78

2. Применением быстродействующих автоматических выключателей для защиты электрических сетей от токов короткого замыкания; 78

3. Соблюдением нормативных расстояний от рабочих мест до эвакуационных выходов; 78

4. Выбором марок кабелей(проводов) и способа их прокладки; 78

5. Применение существующих углекислотных огнетушителей. 78

Мероприятия по охране труда и техники безопасности. 80

1. Все технические средства СУЭ ДС , находящиеся под напряжением переменного тока по отношению к корпусу, превышающем 24 В, должны иметь защиту от случайного прикосновения, а также должно иметь защитное зануление. 80

2. Переходное сопротивление между зажимом заземления и корпусом не должно превышать 0,05 Ом. По способу защиты от поражения электрическим током технические средства автоматизированной системы соответствуют классу II по ГОСТ 8865-93. 80

3. Работы по монтажу и наладке технических средств СУЭ ДС должны производиться в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда ПОТ РМ-01602001 Технические средства СУЭ ДС должны быть установлены так, чтобы обеспечивалась их безопасная эксплуатация и техническое обслуживание. 80

4. Работы с приборами учета электроэнергии должны производиться со снятым напряжением В цепях электросчетчиков подключенных к измерительным трансформаторам, при наличии испытательных клеммных колодок следует снимать напряжение со схемы электросчетчика и шунтировать вторичную обмотку трансформаторов тока. 80

Разработка требований к освещению рабочих мест в помещении электрической подстанции. Проектирование и расчет осветительной установки производственного помещения 80

Выводы: 83

Введение.

Высокая стоимость энергоресурсов обусловила в последние годы кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в промышленности и других энергоемких отраслях (транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство). Потребители начинают осознавать, что в их интересах необходимо рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета. Промышленные предприятия пытаются как-то реорганизовать свой энергоучет "вчерашнего дня", сделав его адекватным требованиям дня сегодняшнего. Под давлением рынка энергоресурсов потребители приходят к пониманию той простой истины, что первым шагом в экономии энергоресурсов и снижении финансовых  потерь является точный учет.
Современная  цивилизованная  торговля энергоресурсами основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью, как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов - АСКУЭ. При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты.

Сегодняшний день промышленных предприятий в области энергоучета связан с внедрением современных АСКУЭ. На ряде предприятий АСКУЭ функционируют уже не один год, на других предприятиях начинается их внедрение, а руководители третьих только размышляют, надо ли им это. Ход развития мировой энергетики и промышленности показывает, что альтернативы принципу "все надо учитывать и за все надо платить" нет. И если сегодня кому-то еще удается бесконтрольно пользоваться чужими энергоресурсами, то завтра это станет попросту невозможно, и преимущества будут у того, у кого все процессы энергопотребления будут уже под полным контролем.

Цели энергоучета.

Можно выделить две цели, достигаемые с помощью контроля и учета поставки/потребления энергоресурсов, вне зависимости от используемых для этого технических средств:
1. Обеспечение расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным обьемом их поставки и потребления.
2. Минимизация производственных и непроизводственных затрат на энергоресурсы.
Благодаря различным способам достижения цели минимизация затрат на энергоресурсы может быть реализована как без уменьшения объема потребления энергоресурсов, так и за счет уменьшение объема потребления энергоресурсов.
Эти цели достигаются благодаря решению следующих задач учета энергоресурсов и контроля их параметров.

Задачи систем контроля.

Точное измерение параметров поставки/потребления энергоресурсов, диагностика полноты данных, комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов и контроль их параметров по предприятию, контроль энергопотребления по всем энергоносителям, точкам и объектам учета, фиксация отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений, прогнозирование (кратко-, средне- и долгосрочное) значений величин энергоучета, автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных критериев, поддержание единого системного времени. Этот проект разрабатывается для Киришской СТО.

АСКУЭ.

(Автоматическая система коммерческого учета электроэнергии).

Во исполнение Постановления Правительства РФ от 11.07.2001 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" по организации торговли на оптовом рынке и обеспечению расчетов за поставляемую электроэнергию, а также в связи с обращениями предприятий в НП “АТС" за разъяснениями об условиях создания и сдачи в эксплуатацию автоматизированных систем коммерческого учета (АС КУЭ), отвечающих требованиям присоединения к АТС, сообщаем:

  1.  Вопросы создания, приемки в промышленную эксплуатацию, организации технического обслуживания и регламентации доступа к базам данных АСКУЭ из центра сбора коммерческой информации оптового рынка электроэнергии будут регламентироваться Правилами оптовогорынка, принятыми Наблюдательным Советом НП "АТС" утверждаемыми Постановлением Правительства РФ.
  2.  До выхода соответствующего Постановления Правительства, для получения технических условий на создание АС КУЭ с целью присоединения предприятий к АТС, а так же получения информации о порядке создания и эксплуатации АС КУЭ, предприятиям рекомендуется обращаться в НП "АТС" с соответствующим запросом.
  3.  В соответствии с полученным запросом НП "АТС" осуществляет консультирование предприятий по следующим вопросам: утверждения технических заданий на проектирование и рабочих проектов АСКУЭ; сдачи АСКУЭ в опытно- промышленную и промышленную эксплуатацию; организации доступа к базе данных АСКУЭ из центра сбора коммерческой информации оптового рынка; организации технического обслуживания АСКУЭ.

Д.В. Пономарев

Председатель Правления

Исп. Синютин П.А.

За последний год ажиотаж вокруг выхода на оптовый рынок у потребителей заметно вырос. На сегодняшний день, в ФОРЭМ уже обратилось более 100 предприятий по вопросам совершенствования систем учета и заключения договоров для получения электроэнергии с

ФОРЭМ. Вопросы, которые интересуют многих, – это существующие механизмы выхода на оптовый рынок. И так как не всем удается договориться об условиях выхода на рынок с региональными энергетическими комиссиями (РЭК), то предприятия стали искать пути обхода решений РЭК. Одно из таких направлений – оформление статуса

энергоснабжающей организации. Например, есть такие компании , которые пытаются выйти на оптовый рынок как энергоснабжающие организации. Эти компании взяли в аренду или выкупили в собственность сети потребителей. По существующему законодательству этого достаточно, чтобы стать энергоснабжающей организацией. Статус энергоснабжающей организации дает им новые полномочия. Энергоснабжающая организация имеет свой баланс, свои тарифы, которые РЭК обязан им согласовать. Решение о выводе таких компаний на рынок принимается на уровне Федеральной энергетической комиссии (ФЭК России). И сегодня потребители интересуются, а нельзя ли выйти на ФОРЭМ, не придерживаясь того порядка, который утвержден, передав свое распредустройство или даже участок сети какой-то компании, которая будет считаться энергоснабжающей организацией. Но, возникает вопрос. Можно считать такую организацию энергоснабжающей? Ни в старом, ни в новом законодательстве, ни в отраслевых нормативных актах нет разъяснения на этот вопрос. Ведь может найтись компания, которая скажет, что владеет участком один метр провода, а это тоже сети, между предприятием и АО-Энерго. Возникнет 10 тысяч таких энергоснабжающих организаций. А как быть с управлением? После обсуждения этой ситуации в ФЭК и в РАО "ЕЭС России",было принято решение, что необходимо проработать критерии, по которым следует относить компании к энергоснабжающим организациям. К этим критериям нужно отнести вопросы оперативного управления, телемеханизации и надежности электроснабжения. Сможет ли такая компания, которая взяла 2-3 шины или какое-то маленькое распредустройство себе в аренду, гарантировать и обеспечить надежное электроснабжение?

Во-вторых, такой компании ФОРЭМ должен выдать особое техническое

задание на построение АСКУЭ. Контур системы учета должен в точности обходить границы передачи в аренду электросетей, а эти границы не всегда совпадают с теми, которые есть у потребителя при выводе на оптовый рынок. Здесь необходимо применять другие подходы по организации АСКУЭ. ФОРЭМ также беспокоят и затраты предприятий. Поскольку, если будут вложены в системы учета определенные средства, а в дальнейшем решение о заключении договоров с такими компаниями не будет признано, то деньги будут пущены на ветер. ЗАО "ЦДР ФОРЭМ" и ФЭК РФ, к сожалению, по существующему законодательству не может отказать таким компаниям, т.к. нет запрета, нет четкого понятия "энергоснабжающая организация".  Пока АО-Энерго было монопольным в регионе, таких проблем не возникало. А сейчас, когда стало появляться множество сетевых организаций, эта дифференциация, может привести к стихийным явлениям. Реформирование энергетики предполагает не стихийный, а осмысленный процесс диверсификации бизнеса энергетики. Выделение Федеральной сетевой компании, определение статуса региональных сетевых компаний, оптовых потребителей перепродавцов. Причем эти компании будут не энергоснабжающими, а сетевыми. Далее, необходимо определить статус генерирующих компаний, разработать коммерческие и технологические правила конкурентного рынка, в котором будут прописаны все эти взаимоотношения. Выпустить новые нормативные документы и законодательные акты. Эти проблемы сегодня волнуют многих. Потребители, которые приходят по вопросу создания своих систем учета, обсуждают эту проблему. Они тоже находятся в поиске. Наверняка им приходят компании с такими предложениями: "давайте мы возьмем ваши сети на баланс или в аренду, и это позволит вам выйти на оптовый рынок".

Но для выхода на оптовый рынок надо получить согласие РЭК. Согласие РЭК получить не легко, потому что необходимо решить вопросы с выпадающими доходами регионов. Поскольку выход крупного предприятия усугубляет проблемы перекрестного субсидирования. В РЭКе привыкли к мысли, что за счет других потребителей можно "сгладить" отношения с населением, дотировать сельское хозяйство, или другие "увядающие" предприятия. Но промышленный потребитель тоже гибко подходит к блокаде РЭКов. Как только потребитель выходит на оптовый рынок, у него выделяются 3 направления в вопросе поставок электроэнергии. Первое –покупка от поставщика ФОРЭМ, здесь перекрестного субсидирования нет. Сколько стоят затраты поставщика, столько он должен оплатить. Это утверждает ФЭК России. Второе – заключение договора с РАО "ЕЭС России" на услуги, где тоже вопрос перекрестного субсидирования исключен. Единственно направление, где пытаются сохранить перекрестное субсидирование после вывода на ФОРЭМ, – это передача электроэнергии через сети АО-Энерго. Так как методики расчета услуг на передачу не совершенны, то РЭК, пользуясь этим при согласовании, пытается навесить элемент перекрестного субсидирования на этот тариф. В другие договора перекрестное субсидирование уже не внесешь. Но бесконечно это делать нельзя. Можно эту величину считать и можно ее оспаривать. Самый верный путь заказать независимую экспертизу и представить расчет на реальные затраты по передаче электроэнергии через сети АО-Энерго. И если величина перекрестного субсидирования в основном тарифе у некоторых потребителей могла меняться в 2-2,5 раза, то на маленькую составляющую тарифа на передачу электроэнергии большую величину накручивать довольно сложно. Поэтому, главное здесь решить вопрос о справедливом выравнивании тарифов в регионе для других потребителей. Но, с другой стороны, взять, к примеру, Лебединский ГОК. Электроснабжение Лебединского ГОКа на 95% осуществляется от сетей РАО "ЕЭС России". Помимо согласования с РЭК, так же необходимо выполнить следующие мероприятия –это присвоение статуса субъекта ФОРЭМ на ФЭК России с выпуском постановления правительства. Затем утверждение ФЭК баланса и тарифов на покупку электроэнергии с оптового рынка. Оснащение системами учета и заключение договоров на покупку электроэнергии с ФОРЭМ. Выведенный потребитель должен заключить 3 типа договоров. Первый – с РАО "ЕЭС России" на услуги РАО "ЕЭС России" по параллельной работе в составе ЕЭС России. Второй – с поставщиком оптового рынка электроэнергии (трехсторонний договор – поставщик, покупатель и оператор оптового рынка ЗАО "ЦДР ФОРЭМ").

И третий договор – с АО-Энерго на услуги по передаче электроэнергии через сети АО-Энерго. Как правило, выбирается несколько поставщиков электроэнергии, которые могут быть далеко от этого потребителя. Это атомные, тепловые и гидроэлектростанции федерального уровня, энергоизбыточные АО-Энерго.

Выбор поставщика.

Сам поставщик, как правило, не выбирается, т.к. у нас принята система согласования базовых поставщиков между покупателями. К покупателю как бы прикрепляется 5-6 базовых поставщиков. Но потребитель может заключить договор поставки с ЗАО "ЦДР ФОРЭМ". А ЗАО "ЦДР ФОРЭМ", в свою очередь, имеет множество агентских договоров электроэнергии с выведенными субъектами оптового рынка. Это потребителям удобнее, не надо ездить по стране и договариваться с каждым из поставщиков отдельно, не надо развивать инфраструктуру. Но они вправе выбрать любое направление и заключать договора непосредственно с поставщиками или с ЗАО "ЦДР ФОРЭМ". В настоящее время АТС находится на стадии формирования, а ЗАО "ЦДР ФОРЭМ", в соответствие с Постановлением правительства, уже является субъектом оптового рынка электроэнергии и мощности. ЗАО "ЦДР ФОРЭМ" является держателем всех договоров на оптовом рынке. АТС сформирует более точно свою программу после утверждения модели переходного этапа. АТС сейчас активно этим занимается, определяя каким будет рынок "5-15%" на переходном этапе к конкурентному рынку (до 2004 г.). До тех пор пока нет четкой модели перехода к конкурентному рынку, пока не будет нормативных документов, определяющих работу рынка, ЗАО "ЦДР ФОРЭМ" будет полностью ответственно за все договорные отношения. Но даже и когда по "5-15%" будет все определено, на первом этапе регулируемый рынок будет как бы замыкающим. Т.е. то, что будет наторговано на рынке "5-15%" ЗАО "ЦДР ФОРЭМ" должно будет учесть по остаточному балансу. И это налагает значительную ответственность на ЗАО "ЦДР ФОРЭМ". А в будущем ЗАО "ЦДР ФОРЭМ" и АТС должны объединить свои направления.

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ, АСКУЭ) — совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.

АИИС КУЭ необходима для автоматизации торговли электроэнергией. Также АИИС КУЭ выполняет технические функции контроля за режимами работы электрооборудования. Иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность измерительно-информационных комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, информационно-вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени, выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом на оптовом рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.

Концепция АСКУЭ.

Роль коммерческого учета на рынке электроэнергии очень высока. Системы учета обеспечивают контроль договорных объемов электроэнергии и мощности, хранение собранной информации и ее передачу в реальном масштабе времени в инфраструктуры рынка, предотвращают коммерческие потери и хищения электроэнергии, учитывают параметры качества электроэнергии. В то же время все еще существуют проблемы в организации коммерческого учета. Стандарты и нормативная база устарели. Не организован интегрированный сбор данных АСКУЭ. Существуют и проблемы техобслуживания (классы точности, соответствие нормам, пломбы, проверки и т.д.) и несанкционированного доступа, роста потерь электроэнергии. Потери в сетях растут на 0,5% в год. Для того чтобы реализовать идеологию конкурентного рынка, в первую очередь нужен совершенный коммерческий учет. А для этого необходимо проработать концептуальные подходы к построению систем учета на будущем рынке. И мы уже обсуждали эту проблему на семинаре с производителями средств учета. Концепция АСКУЭ – это, прежде всего квалифицированный подход к классификации и стандартизации систем. Сейчас под аббревиатурой "АСКУЭ" понимаются любые системы учета. Например, АСКУЭ потребителя, которую он построил для технического учета у себя. АСКУЭ потребителя для коммерческого учета, которую он согласовал с энергоснабжающей организацией. АСКУЭ потребителя для оптового рынка. АСКУЭ АО-Энерго для промышленных потребителей. АСКУЭ АО-Энерго для учета сальдо-перетоков, мощности по своим границам. АСКУЭ объединенной энергосистемы и т.д. Под "АСКУЭ" можно понимать как локальную систему технического учета, которая необходима для контроля энергоресурсов потребителя, так и коммерческую систему, которая еще передает информацию.

К АСКУЭ относят еще и измерительный тракт: измерительные трансформаторы тока и напряжения, и передающие устройства: устройства сбора и передачи данных (УСПД), каналы передачи в АО-Энерго, ОДУ, ЦДУ, ЗАО"ЦДР ФОРЭМ". Причем в нашем "Положении"мы все требования предъявляем к одному классу АСКУЭ. Это я считаю не совсем правильно. Надо дифференцировать требования к системам учета по классам. Пришло время отказаться от старой классификации. Технические системы учета потребителей – это один тип систем, система учета АО-Энергопо сальдо перетокам – это совершенно другой тип систем коммерческого учета. Системы коммерческого учета электроэнергии, которые будут работать на оптовом рынке –это третий тип систем учета. Вот, к примеру, на электростанции, которая будет работать на рынке, необходимо будет строить систему учета по каждому блоку. Каждый крупный блок электростанции будет участвовать в конкурентном рынке, как самостоятельный элемент рынка, будет выходить со своими заявками на продажу, на поставку или покупку электроэнергии. Следовательно, у него должна быть своя система учета. И по потребителям подходы должны быть разные. Например, если у потребителя совершено стабильный график нагрузки, с точностью до 1% можно прогнозировать его потребление, то зачем для него строить дорогостоящую систему с учета с циклом 3 минуты. Достаточно иметь отсечку по максимуму, как у двуставочных тарифов и интегральный счетчик по электроэнергии. Если нужно ему для технического учета строить систему с 3-х минутными интервалами, то пусть строит. А для коммерческого учета требования должны быть разные в принципе.

И конечно, для потребителя, у которого нагрузка не предсказуема и имеет значительные колебания в месячном и суточном интервале, должны быть другие подходы. Классификация – главный вопрос в концепции АСКУЭ. Раньше мы под концепцией АСКУЭ понимали общие красивые слова, которые наши проектные организации и наши исследовательские институты вырисовывали. А что это за система, что она позволяет измерять и передавать на верхний уровень, никаких подходов к классификации, конкретным нормам и стандартам.

Функции системы.

Автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО АТС - 30 мин.). Хранение параметров учёта в базе данных. Обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии. Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления. Контроль параметров электроэнергии (токов, напряжений, cosφ, частоты) на заданном интервале опроса (технически). Вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора. Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки. Сведение баланса электроэнергии по расчетной группе (секция, система шин и т. д) на этапе наладки системы и в процессе ее эксплуатации.

Обычно систему АСКУЭ приобретают из следующих соображений:

  1.   Экономический эффект для предприятия.

Внедрение системы АСКУЭ позволит провести целый комплекс мероприятий, результатом которых станет получение существенной прибыли предприятием. Вероятно, не все удастся сразу использовать, но даже часть проведенных мероприятий за полгода-год окупит систему. Внедрение современной системы учета позволит повысить точность учета электроэнергии.  Увеличит точность показаний новых цифровых счетчиков класса 0,2S или даже 0,5S по сравнению со старыми индукционными счетчиками, которые проверил Энергосбыт много лет назад. Позволит сводить балансы, сократить потери и найти те места, где электроэнергию воруют. Появится возможность  снизить потребляемую мощность на предприятии в часы пиковых нагрузок энергосистемы. Система покажет , где и когда можно отключить в холостую работающие двигатели, а то и просто устроить перерыв на полчаса. Можно защититься от штрафов. А в дальнейшем спрогнозировать нагрузку и снизить заявленную мощность на следующий расчетный период. И перейти на расчет за электроэнергию с энергосистемой по дифференцированным тарифам. Как известно, электроэнергия ночью стоит намного дешевле. Так же можно выйти на ФОРЭМ и получать электроэнергию с рынка, где она еще дешевле. Новая цифровая система учета позволяет и это. Система позволит контролировать качество электроэнергии и т.д.

  1.  Автоматизация сбора данных.

Для получения результатов, описанных выше, установкой одних новых счетчиков не обойтись. Нужна автоматизация сбора и обработки данных. А уже компьютер будет печатать все отчеты в требуемой форме, строить графики нагрузки и т.п. Исчезнет необходимость ежедневно, если не еженощно, бегать по подстанциям, по подвалам, и, подсвечивая себе фонариком, записывать данные со счетчиков в журнал сбора показаний.

  1.  Внедрение современных технологий.

Внедрение системы учета позволит реально начать заниматься энергосбережением. Можно точно подсчитать и доказать, какую экономию будут приносить те или иные мероприятия. Таким образом оправдать покупку нового энергосберегающего оборудования. Можно определить энергозатраты на конкретные технологические процессы. Совместно с техотделом изменить технологию, еще более снизить потребление электроэнергии и, следовательно, оплату за нее.

Состав АСКУЭ.

Систе ма учета состоит из нескольких основных компонентов: счетчики электроэнергии, контроллеры, или как их называют – устройства сбора и передачи данных (УСПД), модемы, кабели и прочие приспособления для организации связи, компьютеры с установленной на них специальной программой.

Счетчики.

Для современной цифровой системы нужны точные микропроцессорные счетчики. Практически, это компьютер, который висит на точке учета. От таких счетчиков зависит половина успеха системы учета. Счетчики отличаются, во-первых, по классу точности: 0,2S, 0,5S, 1,0.  На коммерческий учет лучше ставить высокий класс 0,2S и 0,5S. На технический можно и 1,0.  Во-вторых, по своим функциональным возможностям. Почти все цифровые счетчики в своей максимальной конфигурации сегодня могут учитывать по тарифам активную и реактивную энергию и мощность в двух направлениях, фиксировать максимальную мощность нагрузки на заданном интервале времени, хранить измеренные данные в своей памяти до года, измерять и некоторые параметры качества электроэнергии (напряжение, ток, частоту, углы сдвига фаз, провалы напряжения и т.д.). Третье, немаловажное, - это наличие цифровых выходов, или интерфейсов счетчика, через которые данные будут передаваться в компьютер. Это не те старые реле, по которым передавались импульсы и в случае разрыва линии показания счетчиков пропадали. Новые счетчики передают уже готовые данные в киловатт-часах. И только в те несколько секунд, когда с ними установлена связь. Если связи нет, то вся информация может в течение нескольких месяцев собираться и храниться в памяти счетчика. При передаче данных компьютер обменивается со счетчиком специальными командами, которые подтверждают правильность переданной и принятой информации. Поэтому достоверность собранных данных гарантирована на 100%. Какой цифровой интерфейс будет иметь счетчик, зависит в основном от конфигурации системы и определяется поставщиком на этапе проектирования.

Интерфейсы.

Информацию со счетчиков необходимо собрать. Для этого необходимо счетчик соединить или связать с компьютером. От счетчика может просто идти телефонный кабель к компьютеру, если это недалеко. Но тянуть кабель на несколько сотен метров или километр от каждого счетчика очень дорого. Поэтому, если несколько счетчиков установлены в одном месте, их подключают к одному кабелю, используя мультиплексор. К мультиплексору можно подключить до 16 счетчиков, у которых есть цифровой интерфейс "ИРПС-токовая петля". Такое соединение называется "точка-точка". Но чаще сегодня используется интерфейс RS-485. Тянут один кабель-шину, на которую можно посадить до 32 счетчиков, так называемое соединение "точка-многоточка". При этом достигается существенная экономия на прокладке кабелей, увеличивается скорость передачи данных. Практика показала, что это хорошее помехозащищенное решение для промышленных предприятий. Если счетчики стоят на далекой подстанции (несколько или более километров), то используют модем. Счетчики на подстанции подключаются к мультиплексору, а тот к модему и ближайшему телефону. Твой компьютер также подключается к модему, и ты с помощью специальной программы соединяешься с ним. Телефон занят только в те несколько секунд, когда со счетчика скачивается информация. Кстати программа может и сама осуществлять запрос ночью, а утром у тебя уже будут на компьютере готовы данные по всем счетчикам. Интерфейс RS-232 используется в случае установки одного счетчика на удаленной подстанции. По этому интерфейсу к нему можно подключить модем и осуществлять сбор информации с него по коммутируемому или выделенному каналу связи. К счетчикам можно подключить не только телефонные, но и радиомодемы, или ВЧ модемы, или даже сотовый телефон.

УСПД.

Что такое УСПД? Это тоже компьютер, но в специальном промышленном исполнении для систем учета. Он предназначен не только для сбора данных со счетчиков, но и самостоятельной их обработки и передачи на верхний уровень. Используется в более сложных системах. Например, если ты хочешь получать данные со счетчиков не раз в сутки, а каждые 3 минуты для наблюдения за графиком нагрузки. УСПД позволит системе объединить решение задач как коммерческого, так и технического учета. К УСПД помимо цифровых счетчиков можно подключить и индукционные счетчики с импульсными выходами, что дает тебе возможность удешевить систему и не менять сразу все счетчики. Кроме того, УСПД необходимо при выходе на ФОРЭМ. В этом случае все данные остаются на уровне предприятия, а наверх предаются только необходимая информация о потреблении электроэнергии. УСПД может передавать данные со значительно меньшей скоростью, а это снижает требования к каналам передачи данных. Можно попытаться использовать те каналы, которые у тебя уже есть. УСПД также упрощает задачу объединения системы АС КУЭ с системой управления предприятием, за счет применения различных протоколов связи. Во многих случаях применение УСПД позволяет повысить гибкость системы. Но часто можно обойтись и без него.

Компьютеры.

Для системы учета нужен обычный компьютер, который будет в удобное для время, например, ночью сам собирать все данные со счетчиков, сам их обрабатывать и по запросу печатать отчеты. Значит, нужен еще и принтер, желательно цветной. Весь этот комплекс носит название АРМ – автоматизированное рабочее место. Обычно есть уже готовые формы отчетов, которые устраивают все энергосистемы. Но их можно и доработать по требованиям. Например, получать отчет по 30 минутному потреблению не только всего предприятия, но и каждого цеха в отдельности и т.п. Наличие таких отчетов позволит анализировать потребление всего предприятия, и смотреть, где и что можно изменить с целью снижения потребления в пиковые часы работы энергосистемы. Более точно прогнозировать и заявлять максимальную мощность. Следить за качеством электроэнергии. А также решать другие задачи. В больших иерархических многоуровневых системах учета на крупном предприятии используется несколько компьютеров. Один из них выполняет функции сервера, на котором хранится база данных. Другой выступает в качестве коммуникационного сервера и собирает всю информацию. Вокруг них располагаются рабочие компьютеры для главного энергетика, бухгалтера, диспетчера и т.д. Эти компьютеры могут находиться даже на расстоянии десятков и сотен километров друг от друга.

Структура системы.

Пример системы АСКУЭ с разветвленной структурой приведен на рисунке. Внизу показаны счетчики, их количество, характеристики, интерфейсы могут быть различны в зависимости от конкретных мест их установки. Они могут соединяться с компьютером как через УСПД, так

и напрямую. УСПД на верхнем уровне подключается к шине Ethernet (локальная сеть предприятия), к которой подключены компьютеры ОГЭ, диспетчера, бухгалтерии, главного инженера и т.д.

Этапы создания АСКУЭ.

Внедрение системы – это процесс, который состоит из нескольких этапов:

  1.  Обследование предприятия.
  2.  Разработка и согласование технико-коммерческого предложения (ТКП).
  3.  Выбор поставщика и подписание договора.
  4.  Разработка, согласование и утверждение технических условий (ТУ), технического задания (ТЗ) на проект и проекта с различными инстанциями.
  5.  Производство и поставка оборудования.
  6.  Выполнение монтажных, наладочных и пуско-наладочных работ.
  7.  Обучение.
  8.  Сдача системы в опытно-промышленную эксплуатацию, поверка системы и ее перевод в промышленную эксплуатацию.
  9.  Гарантийное и послегарантийное обслуживание.
  10.  Техническая и консультационная поддержка во все время существования системы.

Обследование предприятия.

Профессиональный поставщик имеет опросный лист, который надо заполнить. Основная задача опросного листа определить структуру и требования к будущей системе учета. Необходимо будет знать количество точек учета и основные параметры счетчиков, которые будут включены в систему, примерное расстояние между ними, расстояние до центра сбора данных, где будет установлен компьютер.

ТКП.

После уточнения и согласования с всех деталей поставщик сможет подготовить ТКП с кратким описанием будущей системы и ориентировочными ценами на оборудование и работы.

Подписание договора.

Для подписания необходимо заключить с поставщиком системы один договор на комплексную поставку и внедрение системы АСКУЭ "под ключ", либо заключать договора поэтапно: договор разработку проекта, договор на поставку оборудования, договор на монтаж и т.д.

Проектирование системы.

Система АСКУЭ создается из стандартных блоков: счетчики, УСПД, оборудование связи, ПО. Но каждое предприятие индивидуально. Поэтому для строительства каждой новой системы АСКУЭ необходимо разработать проект, привязать готовую систему к конкретному объекту. Если проект выполняет поставщик оборудования, то ему нужно подготовить и передать следующие данные:

  1.  Однолинейную схему электроснабжения предприятия с указанием точек учета, коэффициентов трансформации ТН, ТТ и их типов (3-х проводные, 4-х пр.).
  2.   Помещений, в которых установлены счетчики, УСПД, модемы, мультиплексоры (с указанием точных мест установки оборудования с размерами).
  3.  Планы прокладки информационного кабеля от счетчиков к УСПД (мультиплексору), от УСПД к модемам, от модемов к аппаратуре передачи данных (с размерами). Типы каналов связи (выделенная/коммутируемая линия, ВЧ канал, радио, АТС) и их качество (скорость).Законы группирования показаний коммерческих точек учета. Планы помещений и места установки оборудования АРМ АСКУЭ предприятия и других пользователей АСКУЭ. Панели ~220 В и планы прокладки кабелей электропитания УСПД, АРМ и модемов. Точки заземления УСПД и АРМ.

Совместно вы должны будете:

  1.  Уточнить границы системы. Выбрать места размещения точек коммерческого учёта, УСПД, АРМ. Выбрать технические средства.
  2.  Согласовать ТУ и ТЗ с Энергосбытом АО-Энерго или ЗАО "ЦДР

ФОРЭМ".

  1.  Проработать вопросы организации системы передачи информации наверх в АО-Энерго и т.п.
  2.  Определить выходные формы предоставления информации для пользователей и др.

Производство и поставку оборудования можно начать во время проведения предварительных работ. Монтажные работы можно выполнить самостоятельно. На пуско - наладку приедут специалисты. Обучение в течение недели в Москве.

Назначения и задачи.

АСКУЭ предназначена для автоматизированного контроля, коммерческого и технического учёта электроэнергии и мощности, технического контроля качества электроэнергии, в частности:

  1.  Сбора, обработки параметров потребления электроэнергии, качества электроэнергии, поступающих от электрических счётчиков коммерческого и технического учёта электроэнергии, установленных на нефтеперекачивающих станциях;
  2.  Расчёта балансов мощности и энергии;
  3.  Расчета коммерческих показателей по потреблению электроэнергии;
  4.   Ведения технического учета расхода электроэнергии, соответствующего конкретным объектам: Расход электроэнергии на транспорт нефти;

Основной технологический процесс электропотребление магистральными и подпорными электродвигателями, в т.ч. по направлениям перекачки). Вспомогательные технологические процессы по перекачке нефти и производственно-хозяйственные нужды (КИП и А, маслохозяйство, вентиляция насосных, водо- и канализационные насосные, наружное и внутреннее освещение, автохозяйство, мастерские, административные здания и служебные помещения, склады, охрана и т.д.). Электропотребление объектов линейной части; Электропотребление на выработку тепла;

  1.  Узлы связи;
    1.  Непрофильное производственное потребление;
      1.  Коммунально-бытовое потребление;
      2.  Отпуск на сторону (субабоненты).

Измерение энергии по заданным тарифам на заданном интервале времени. Измерение средних мощностей на 30 минутном интервале усреднения. Измерение параметров качества электроэнергии с 5 минутным интервалом. Поиск максимальных мощностей за сутки и по тарифным зонам. Накопление, хранение и отображение информации в базах данных на АРМ НПС ОАО "СЗМН". Защита измерительной информации и метрологических характеристик системы от несанкционированного доступа и изменения.

С целью повышения точности учета и обновления технической базы во всех точках расчетного (коммерческого) учета и точках технического контроля показателей качества электроэнергии установлены электронные счетчики АЛЬФА А2 электрической энергии класса точности 0,5S для учета активной и реактивной энергии, технического контроля показателей качества электроэнергии. В точках технического учета энергопотребления устанавливаются электронные счетчики ЕвроАЛЬФА активной энергии класса точности 1,0 и 0,5S, счетчики ЕвроАЛЬФА активной и реактивной энергии класса точности 0,5S.

АСКУЭ НПС включает:

  1.  счётчики типа "АЛЬФА А2" класса 0,5S для расчетного (коммерческого) учета электроэнергии и технического контроля параметров  электроэнергии и показателей качества электроэнергии в точках расчетного (коммерческого) учета;2.
  2.  счётчики типа "ЕвроАЛЬФА" класса 0,5S для технического учета электроэнергии; счётчики типа "ЕвроАЛЬФА" класса 1 для технического учета электроэнергии;
  3.  каналы сбора данных от счётчиков (при длинных линиях связи могут включать повторители интерфейса RS-485, при наличии внешних линий связи имеются клеммники в качестве точки соединения внешних линий связи с внутренними);

УСПД (совмещен с АРМ оператора), осуществляющее сбор данных со счетчиков электроэнергии; АРМ оператора НПС на базе промышленного персонального компьютера под операционной системой Windows 2000 для работы с базой данных (просмотр и анализ данных, печать отчетных форм ит.д.); каналы передачи информации по расчетному (коммерческому) учету электроэнергии и техническому контролю параметров электроэнергии и показателей качества электроэнергии в АРНУ; каналы передачи информации по расчетному (коммерческому) учету электроэнергии в энергоснабжающее предприятие АО ЭНЕРГО. Система является двухуровневой и функционирует следующим образом. На нижнем уровне системы счетчики собирают данные об энергопотреблении, параметрах электроэнергии и показателях качества электроэнергии. Счётчики "Евро-АЛЬФА" и "АЛЬФА А2" являются первичными средствами учёта и соединяются с АРМ, выполняющим функции УСПД, по цифровому интерфейсу RS-485 через встроенную в АРМ плату интерфейса RS-485. Обмен данными осуществляется по 4-х проводной шинной магистрали. Собираемые данные сохраняются в базе данных (БД) и доступны оператору АРМ НПС для просмотра и анализа данных, печати отчетных форм и т.д.

На верхнем уровне системы находятся АРМы оператора РНУ и оператора АО ЭНЕРГО. АРМ оператора АРНУ получает данные по расчетному (коммерческому) и техническому учету электроэнергии и техническому контролю параметров электроэнергии и показателей качества электроэнергии из БД УСПД и от счетчиков через модемный канал передачи информации, соединяющий АРМ оператора РНУ и АРМ оператора НПС. В систему была заложена возможность передачи данных на АРМ оператора АО ЭНЕРГО. После организации модемного канала передачи данных, соединяющего АРМ оператора АО ЭНЕРГО и

АРМ оператора НПС, данные по расчетному (коммерческому) учету электроэнергии будут автоматически передаваться в АО ЭНЕРГО. В настоящее время вся информация о работе объектов НПС поступает на автоматизированное рабочее место(АРМ) оператора НПС.

Обобщенная структура АСКУЭ.

В результате внедрения АСКУЭ НПС в ОАО "СЗМН" будут достигнуты следующие цели: обеспечен автоматизированный коммерческий учёт электроэнергии и мощности в соответствии с требованиями "Правил учета электрической энергии" Главэнергонадзор,1997г. обеспечен автоматизированный технический учёт электроэнергии, мощности на присоединениях 10кВ, 6 кВ и 0,4 кВ НПС. Обеспечен автоматизированный технический контроль качества электроэнергии на присоединениях 10кВ, 6 кВ и 0,4 кВ НПС., повышена достоверность и оперативность получения данных о потреблении электроэнергии и мощности, качества электроэнергии; получена информации о качестве электроэнергии для оптимизации работы оборудования НПС; повышена точность учёта электроэнергии, создана информационная основа для снижения затрат на электроэнергию и ремонт оборудования НПС.

Характеристика объекта автоматизации.

Электроснабжение нежилого помещения 1-ого этажа здания служебно-бытового корпуса, осуществляется трансформаторной подстанцией  ТП-61 с помощью силовых трансформаторов ТМ 400 кВА и ТМ 250 кВА 10000/0,4 В. Присоединенная мощность 650 кВА, разрешенная к использованию нагрузка от сети 0,4 кВ 400 кВА по 3 категории надежности.

Состояние учета.

На момент проектирования на объекте следующие приборы учета: однофазный индукционный счетчик СО-ЭЭ6706, класса точности 2,0, трансформаторы тока ТШП-0,66 600/5 класса точности 1, S2ном =5А. Для организации СУЭ ДС необходимо: заменить трансформаторы тока ТШП-0,66 установленные на вводе 1 и 2, на трансформаторы тока ТШП-0,66 УЗ 600/5 А класса точности 0,5S и трансформаторы тока ТШП-0,66 УЗ 400/5А соответственно. В соответствии с разрешённой нагрузкой и требованиями ГОСТ и ПУЭ установить на подстанциях счетчики Меркурий 230-ART-03 PQRSIDN 3X220/400В, 5(7,5)А, класса точности 0,5S/1,0.

Счётчик однофазный индукционный ("дисковый") класса точности 2.0

модель СО-ЭЭ6706  ТУ25-7218.003-92

Электросчетчик для учета и измерения активной электроэнергии в сети 220В частотой 50Гц. Номинальный ток (в скобках - максимальные допустимые токи: 400% или 600% от номинального тока): 5(20), 10(40) А. Счётный механизм имеет стопор обратного хода.

Мощность, потребляемая цепью тока, ВА - 0,35
Мощность, потребляемая цепью напряжения:
- активная, Вт - 1,3
- полная, ВА - 5,5

Межповерочный интервал 16 лет. 
Средний срок службы не менее 32 лет.

Причины замены индукционных счетчиков на электронные. На данное время в России продолжают вести учет электроэнергии около 50 млн. индукционных электросчетчиков.

Достоинства индукционного счетчика электроэнергии:

  1.  очень надежны в эксплуатации
  2.  большой ресурс их работы (несколько десятков лет)
  3.  не зависят от качества электроэнергии (скачки и понижения напряжения)
  4.  относительно низкая стоимость по сравнению с электронными

Недостатки индукционного счетчика электроэнергии:

  1.  класс точности очень низкий — 1,0
  2.  при уменьшении нагрузки увеличивается его погрешность
  3.  значительное собственное потребление по токовым цепям и цепям напряжения
  4.  практически отсутствует защита от хищения электроэнергии
  5.  при учете нескольких видов электроэнергии (активной и реактивной) необходимо использовать несколько счетчиков
  6.  учет электроэнергии ведется в одном направлении
  7.  большие габаритные размеры

Достоинства электронного счетчика электроэнергии:

  1.  класс точности высокий — 1,0 и выше
  2.  имеет несколько тарифов (от 2 и выше)
  3.  при учете нескольких видов электроэнергии можно использовать один прибор
  4.  учет электроэнергии ведется в двух направлениях
  5.  производит измерение качества и количества мощности
  6.  производит хранение данных по учету электроэнергии длительное время
  7.  простой доступ к данным по учету электроэнергии
  8.  в случае хищения электрической энергии происходит фиксация несанкционированного доступа
  9.  возможность дистанционно снимать показатели электроэнергии по разным интерфейсам связи
  10.  возможность использования в системах АСКУЭ (автоматизированные системы учета электрической энергии)
  11.  длительный срок межповерочного интервала (МПИ)
  12.  малые габаритные размеры

Недостатки электронного счетчика электроэнергии:

  1.  очень чувствительны к качеству электроэнергии (коммутационные и атмосферные перенапряжения, скачки и понижение напряжения)
  2.  высокая стоимость по сравнению с индукционными
  3.  практически не подлежат ремонту (ошибка Err 01)

Рассмотрим более подробно принцип работы каждого типа счетчиков.

Принцип работы индукционного электросчетчика.

  1.  1 — токовая или последовательная  обмотка (катушка)
  2.  2 — параллельная катушка (обмотка) или катушка напряжения
  3.  3 — счетный механизм в виде червячной передачи
  4.  4 — постоянный магнит для создания торможения и плавности хода диска
  5.  5 — алюминиевый диск
  6.  Фi — магнитный поток, который создается током нагрузки
  7.  Фu — магнитный поток, который создается током в катушке напряжения

Электросчетчик состоит из 2 катушек (обмоток): катушка напряжения и токовая катушка, электромагниты которых расположены под углом 90° относительно друг друга в пространстве. В зазоре между этими электромагнитами находится алюминиевый диск, который с нижней и верхней стороны крепится на подшипниках и подпятниках. На оси диска установлен червяк, который через зубчатые колеса передает вращение счетному механизму (барабану).

Токовая катушка включается в цепь последовательно и состоит из небольшого количества витков. Наматывается такая катушка толстым проводом, соответственно, прямому номинальному току электросчетчика.

Катушка напряжения включается в цепь параллельно и состоит из большого количества витков. Наматывается тонким проводом с диаметром примерно от 0,06 -до 0,12 (мм).

При подачи переменного напряжения на катушку напряжения и при протекании через токовую катушку тока нагрузки, в зазоре  наводятся переменные магнитные потоки Фi и Фu, которые наводят в алюминиевом диске вихревые токи. При взаимодействии этих потоков и вихревых токов в диске, возникает вращающий момент — диск начинает вращаться.

Количество оборотов алюминиевого диска за определенное время — это и будет  потребляемая электроэнергия.

При увеличении тока нагрузки (например, мы включили в сеть дополнительную нагрузку) в токовой катушке будет возникать больший вращающий момент и диск будет вращаться быстрее.

Для учета электроэнергии в трехфазных сетях переменного тока используют трехфазные индукционные электросчетчики, принцип работы которых аналогичен однофазным.

Принцип работы электронного электросчетчика.

На смену индукционным электросчетчикам пришли электронные

электросчетчики, например ЦЭ6803В, СЕ 102, СОЭ-55 и другие.

В электронном электросчетчике преобразователь преобразует входные аналоговые сигналы с датчиков тока и напряжения в цифровой импульсный код. Этот код подается на микроконтроллер, где расшифровывается и рассчитывается, а далее выдает количество потребляемой электроэнергии на дисплей электросчетчика.

Материалы для подключения внешних соединений.

Измерительные цепи;

  1.  от трансформаторов тока, до испытательных клеммных колодок счетчиков выполняются проводом марки ПВ1 1 х 2,5 мм.кв.,
  2.  от шин напряжения до испытательных клеммных колодок счетчиков выполняются проводом марки ПВ1 1 х 2,5 мм.кв.,

Измерительные цепи прокладываются по существующим кабельным конструкциям в соответствии планом расположения оборудования и кабельным журналом, см. рабочую документацию.

В качестве среды передачи данных от счетчиков до коммуникационного оборудования применяется кабель промышленного интерфейса RS-485 КИПЭВ 2x2x0,6, волновое сопротивление которого составляет 120 Ом, погонная емкость 42 пФ/м.

Цепи питания каналообразующего оборудования и дополнительных блоков питания прокладываются по существующим кабельным конструкциям негорючим кабелем марки ВВГнг 3x1,5 мм.кв.

Размещение технических средств.

Измерительные трансформаторы тока размещаются на водах РУ-ОА кВ, ТП—61;

Счетчики электроэнергии и, размещаются на панелях вводных ячеек РУ 0,4 кВ ТП-61;

Коммуникационное оборудование смонтировано в шкафу категории IP 55, установленного на стене помещения РУ 0,4 кВ ТП-61.

Обоснование выбора технических средств измерительных каналов

Состав технических средств.

Измерительный канал включает в себя:

а) измерительные трансформаторы тока.

б) цепи от вторичных обмоток измерительных трансформаторов и цепей напряжения до клеммника счетчика;

в) счетчики электрической энергии;

Расчет установленного измерительного оборудования.

Расчет измерительного трансформатора

Uном т.т. - номинальный первичный ток трансформатора;

Uмакс. т.т. - максимально возможный первичный ток трансформатора;

По допустимой вторичной нагрузке: Z2номZ2 (0м)

где Z2ном ~ номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока.

Соответствующие значения номинальной вторичной нагрузки Z2hom, Ом, определяют по формуле:

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 R2. Для проверки по допустимой нагрузке вторичной обмотки во вторичную нагрузку кроме сопротивления приборов (Rприб), включается сопротивление контрольных проводов (Rпров) и сопротивление контактов Rконт (принимается 0.3 Ом), т е. учитывается мощность, теряемая в этих элементах.

Таким образом R2=Rприб+Rпров+Rконт.

Сопротивление приборов определяется выражением:  , где

Sприб – мощность потребляемая приборами (ВА), I2ном – вторичный номинальный ток прибора; Чтобы трансформатор тока работал выбранном классе точности, необходимо выдержать условия:

1. Z2ном Rприб +Rпров+Rконт

Откуда RпровZ2ном - Rприб- Rконт

Или , где

,где  – номинальная мощность трансформаторов тока (ВА);

 ,где  мощность потребляемая приборами (ВА);

 , соответственно

Зная  , можно найти сечение контрольных проводов как:

 , где  - удельное сопротивление материала провода

( для меди ) ;  при соединении трансформаторов тока в полную звезду; , при соединении в неполную звезду; L- длина провода соединяющего трансформатор тока и прибор в один конец, м. Для трансформаторов с номинальными вторичными нагрузками 5 В*А нижний предел вторичных нагрузок в соответствии с ГОСТ 7746-01 составляет 3,75 В*А (или 0,15 Ом при номинальном токе вторичной обмотки трансформатора тока .

Расчет базовых трансформаторов тока.

Расчет первичных токов.

Величины расчетной мощности для вычисления максимальных и минимальных значений первичного тока.

Режимы работы трансформаторов.

Режим работы трансформатора Т1. Минимальная мощность  Smin=200кВА, максимальная мощность Smax=400кВА. Режим работы трансформаторы Т2. Максимальная мощность Smax=250кВА. Минимальная мощность  Smin=125кВА.

Максимальный ток определяется по формуле:

Максимальный ток в трансформаторе Т1: ;

Коэффициенты трансформации трансформаторов Т1 и Т2, равены: 600/5 и 400/5 соответственно.

Проверка измерительных трансформаторов тока на минимальную и максимальную рабочую нагрузку.

По диапазону нагрузок трансформаторы тока должны удовлетворять следующим условиям: imin.втор тт ≥ 5% Iном. Счетчика, где Iном.счетчика = 5(А)

Imax.втор.тт ≥40% Iном.счетчика, где Iном.счетчика = 5(А).

Расчет для PIK1.

Smin=200кВА, следовательно ток в первичной обмотке составит:

При выбранном коэффициенте трансформации 600/5=120 ток во вторичной обмотке будет:

,

Что в процентном соотношении к номинальному значению 5А составляет:

(2,5/5)*100=50.6%

Расчет первичных токов для PIK2.

Smin=125кВА, следовательно ток в первичной обмотке составит:

При выбранном коэффициенте трансформации 600/5=120 ток во вторичной обмотке будет:

,

Что в процентном соотношении к номинальному значению 5А составляет:

(1,58/5)*100=50.07%

Результаты расчетов, приведенные к номинальным значениям токов, выбранных трансформаторов сведены в таблицу:

Наименование контролируемого подключения

Номинал

Диапазон изменения тока I1

Диапазон изменения тока I2

Приведенное значение тока I2

I1,A

I2,A

I1min,A

I1max.A

I2min,A

I2max,A

%

%

Ввод 1

600

5

304

608

2.5

5.06

50

101

Ввод 2

400

5

190

380

1.58

4.75

50

95

По результатам расчета можно сделать вывод, что установленные трансформаторы тока не удовлетворяют требованиям коммерческого учета.

Расчет вторичных нагрузок трансформаторов тока.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока с номинальной вторичной нагрузкой S2ном=5ВА в соответствии с ГОСТ 7746-2001 должна находиться в пределах: 3,75ВА ≥S2≥5ВА.

Пример расчета для кабеля ИИК – счетчика PIK1.

Исходные данные для расчета.

1).Схема соединения трансформаторов тока – десятипроводная. От трансформаторов тока до ИИК прибора учета длинна кабеля 4м, от ИИК до клеммника счетчика – 0.5м, тогда расчетная длина токовой цепи составляет L=8м. S2ном=5ВА.

Измерительная обмотка трансформаторов тока используется только для подключения токовых обмоток счетчика. Мощность приборов включенных во вторичную цепь трансформаторов тока: Sприб=Sсчет.

Согласно паспортным данным полная мощность потребляемая цепью тока счетчика СО-ЭЭ6706  не более, 0,35 В*А, тогда сопротивление каждой последовательной цепи составляет Rсчет=0,014 (Ом);

Сопротивление контактов принимается Rконт=0.15 Ом.

Материал провода – медь, удельное сопротивление медного провода:

  

 ,т.е  F=0.0175*(8/0.036)=3,88 мм2;

Принимаем контрольный кабель с медными жилами F=4 мм2;

Рассчитаем сопротивление вносимое проводом в общее сопротивление измерительной цепи:

Rпров=0,0175*(8/4)=0,035 Ом

Расчетная мощность вторичной цепи S2=Z*

Где Z=(Rсчет+Rпров+Rконт) – сопротивление вторичной цепи,                  I2ном номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока.

S2=(Rсчет+Rпров+Rконт)*=(0,014+0,035+0,15)*25=4,975 (ВА)

Аналогично для PIK2, результаты расчетов приведены в таблице.

Приборы учета

Провод

Внешняя цепь

ТТ

присоединение

Rсчет.Ом

Lпров

Fпровмм2

RпровОм

Rконт.Ом

ZвнцОм

Zдоп. Ом

S2рас Ва

S2ном ВА

Ввод1

0.014

8

2.5

0.035

0.15

0.16

0.2

4.97

5

Ввод 2

0.014

8

2.5

0.035

0.15

0.16

0.2

4.97

5

Расчет потерь электроэнергии.

Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе Т1 ТМ-400кВА 10/0.4кВ,  установленном в ТП 61.

Каталожные данные силового трансформатора ТМ-400кВА -10/0.4кВ:

Px.x.=0.83 кВт

Pк.з.=5.5 кВт

Uк.з.=4.5%

Исходные данные:

Sном=400 кВА

Средневзвешенное значение коэффициента мощности за расчетный период cosφсрв =0.95.

Средняя расчетная активная нагрузка за расчетный период: Pср= 380 кВт.

Расчетный расход активной электроэнергии за месяц:

Waмес= Pр*Tр = 380*680 = 25840 кВт*ч

То=720 ч- полное число часов присоединения трансформатора к сети(за расчетное время);

Tр=680 ч- число часов работы трансформатора с нагрузкой (за расчетное время)

Kф=1.1

Средний ток нагрузки:

Номинальный ток трансформатора:

Коэффициент нагрузки:

Потери активной энергии в силовом трансформаторе за расчетный период:

, что составит в процентах к общему расходу активной электроэнергии  за расчетный период:

Расчет потерь электроэнергии в кабельной линии от силового трансформатора Т1 ТМ-400 кВА10/0.4 кВ до яч.1(ввод 1) РУ-0.4 кВ ТП-61

От силового трансформатора Т1 ТМ-400 кВА10/0.4 кВ до яч.1(ввод 1) РУ-0.4 кВ ТП-61 кабельная линия выполнена кабелем 2xВВГ-1 4x(1х185). Протяженность кабельной линии: L= 0.009 км.

Активное сопротивление кабельной линии:

, где

Активное сопротивление кабеля, Ом/км

L- Длина кабельной линии, км

Для кабеля ВВГ-1  1х185 – активное сопротивление кабеля, в соответствии со справочными данными, равно =0.1 Ом/км.

Число работы линии за расчетный период  Тр=720 ч.

Средневзвешенное значение коэффициента мощности за расчетный период cosφсрв =0.95.

Средняя расчетная активная нагрузка за расчетный период: Pср= 380 кВт.

Расчетный расход активной электроэнергии за месяц:

Waмес= Pр*Tр = 380*720 = 273600 кВт*ч

Среднее значение тока за расчетный период:

где:

- номинальное напряжение кВ,

- средневзвешенный коэффициент мощности.

Потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период:

Где:- потери активной мощности определяемые по среднему значению тока, кВт

- 1.1 коэффициент формы.

Что составит в процентах к общему расходу активной электроэнергии:

В целом потери электрической энергии в электрических сетях и силовом трансформаторе составят:

Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе Т2 ТМ-250кВА 10/0.4кВ,  установленном в ТП 61.

Каталожные данные силового трансформатора ТМ-250кВА -10/0.4кВ:

Px.x.=0.55 кВт

Pк.з.=3.7 кВт

Uк.з.=4.5%

Исходные данные:

Sном=250 кВА

Средневзвешенное значение коэффициента мощности за расчетный период cosφсрв =0.95.

Средняя расчетная активная нагрузка за расчетный период: Pср= 237.5 кВт.

Расчетный расход активной электроэнергии за месяц:

Waмес= Pр*Tр = 237.5*680 = 161500 кВт*ч

То=720 ч- полное число часов присоединения трансформатора к сети(за расчетное время);

Tр=680 ч- число часов работы трансформатора с нагрузкой (за расчетное время)

Kф=1.1

Средний ток нагрузки:

Номинальный ток трансформатора:

Коэффициент нагрузки:

Потери активной энергии в силовом трансформаторе за расчетный период:

, что составит в процентах к общему расходу активной электроэнергии  за расчетный период:

Расчет потерь электроэнергии в кабельной линии от силового трансформатора Т2 ТМ-250 кВА10/0.4 кВ до яч.7(ввод 2) РУ-0.4 кВ ТП-61

От силового трансформатора Т2 ТМ-250 кВА10/0.4 кВ до яч.7(ввод 2)

РУ-0.4 кВ ТП-61 кабельная линия выполнена кабелем 2xВВГ-1 4x(1х185). Протяженность кабельной линии: L= 0.009 км.

Активное сопротивление кабельной линии:

, где

Активное сопротивление кабеля, Ом/км

L- Длина кабельной линии, км

Для кабеля ВВГ-1  1х185 – активное сопротивление кабеля, в соответствии со справочными данными, равно =0.1 Ом/км.

Число работы линии за расчетный период  Тр=720 ч.

Средневзвешенное значение коэффициента мощности за расчетный период cosφсрв =0.95.

Средняя расчетная активная нагрузка за расчетный период: Pср= 237.5 кВт.

Расчетный расход активной электроэнергии за месяц:

Waмес= Pр*Tр = 237.5*720 = 171000 кВт*ч

Среднее значение тока за расчетный период:

где:

- номинальное напряжение кВ,

- средневзвешенный коэффициент мощности.

Потери электроэнергии в кабельной линии за расчетный период:

Где:- потери активной мощности определяемые по среднему значению тока, кВт

- 1.1 коэффициент формы.

Что составит в процентах к общему расходу активной электроэнергии:

В целом потери электрической энергии в электрических сетях и силовом трансформаторе составят:

Техническое обеспечение. Обоснование проектного решения.

Состав технических средств системы.

В составе технических средств учета, устанавливаемых у потребителя предусмотрены:

Средства измерения потребления электроэнергии;

Средства сбора, обработки, хранения и передачи информации.

Средства измерения потребления электроэнергии и мощности

Технические средства измерения потребления электроэнергии(основные средства) включают: а) Статические многофункциональные микропроцессорные многотарифные счетчики активной и реактивной электроэнергии и мощности класса точности 0,5S, для измерения активной и класса точности 1,0 для измерения реактивной электроэнергии и мощности, типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN 3x220/380В 5(7.5)А, производства  ООО «Фирма  ИНКОТЕКС» , внесенный в Государственный реестр средств измерений РФ №23345-07.

б) измерительные трансформаторы тока типа ТШП-0.66 УЗ, класса точности измерительной обмотки 0.5S, S2ном= 5ВА, производства  ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока», с номинальными значениями 600/5А и 400/5А.

Технические средства подсистемы сбора, обработки и передачи данных. Для организации канала передачи данных по сети GSM в качестве каналообразующего оборудования предусматривается использование  GSM шлюза Меркурий 228.

Основные характеристики GSM шлюза Меркурий 228.

Напряжения питания, В 220±10%

Максимальный потребляемый ток в моменты сеансов GSM связи мА 18.5

Рабочий диапазон EGSM, МГц 900/1800

Максимальное количество подключаемых устройств 128

Размер буфера, байт 4000

Поддерживаемые интерфейсы RS-485

Скорость передачи данных по интерфейсу, бод от 300 до 115200

Разъём интерфейса 2*RG 11

Разьём для внешней антенны RPSMA female

Держатель SIM карты с выталкивателем;

Габаритные размеры - ДхВхШ, мм 110x140x35

Диапазон температур,  от -40 до +55

Масса, кг. не более 0,4

Корпус пластиковый, с креплением на DIN -рейку.

Материалы для подключения внешних соединений.

Измерительные цепи;

  1.  от трансформаторов тока, до испытательных клеммных колодок счетчиков выполняются проводом марки ПВ1 1 х 2,5 мм.кв.,
  2.  от шин напряжения до испытательных клеммных колодок счетчиков выполняются проводом марки ПВ1 1 х 2,5 мм.кв.,

Измерительные цепи прокладываются по существующим кабельным конструкциям в соответствии планом расположения оборудования и кабельным журналом, см. рабочую документацию.

В качестве среды передачи данных от счетчиков до коммуникационного оборудования применяется кабель промышленного интерфейса RS-485 КИПЭВ 2x2x0,6, волновое сопротивление которого составляет 120 Ом, погонная емкость 42 пФ/м.

Цепи питания каналообразующего оборудования и дополнительных блоков питания прокладываются по существующим кабельным конструкциям негорючим кабелем марки ВВГнг 3x1,5 мм.кв.

Размещение технических средств СУЭ ДС.

Измерительные трансформаторы тока размещаются на водах РУ-ОА кВ, ТП—61;

Счетчики электроэнергии и, размещаются на панелях вводных ячеек РУ 0,4 кВ ТП-61;

Коммуникационное оборудование смонтировано в шкафу категории IP 55, установленного на стене помещения РУ 0,4 кВ ТП-61.

Обоснование выбора технических средств измерительных каналов

Состав технических средств. Измерительный канал включает в себя:

а) измерительные трансформаторы тока.

б) цепи от вторичных обмоток измерительных трансформаторов и цепей напряжения до клеммника счетчика;

в) счетчики электрической энергии;

Условия выбора измерительных трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока, используемых для коммерческого учета, обусловлен:

  1.  Требованиями Правил устройства электроустановок;
  2.  Требованиями метрологического обеспечения достоверности коммерческой информации РД 34.11.325-90;

Трансформаторы тока (ТТ) в соответствии с требованиями Правил устройств электроустановок, выбираются по следующим условиям:

  1.  По конструкции и роду установки-соответствия конструктивного исполнения месту установки трансформаторов тока.
  2.  По напряжению электроустановки (сети).

Uhom. т.т. > U сети;

  1.  По номинальному току.

Т.Т. по первичному току выбирается из ряда номинальных значений первичного тока согласно ГОСТ 7746-2001

Иномт.т. > Имакс. т.т.,

Где  Uном т.т. - номинальный первичный ток трансформатора;

Uмакс. т.т. - максимально возможный первичный ток трансформатора;

Допускается применять трансформаторы тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке ТТ будет соответствовать не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5 %

( ПУЗ изд.6, п. 1.5.17.)

По допустимой вторичной нагрузке: Z2номZ2 (0м)

где Z2ном ~ номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности;

Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока.

Соответствующие значения номинальной вторичной нагрузки Z2hom, Ом, определяют по формуле:

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z2 R2. Для проверки по допустимой нагрузке вторичной обмотки во вторичную нагрузку кроме сопротивления приборов (Rприб), включается сопротивление контрольных проводов (Rпров) и сопротивление контактов Rконт (принимается 0.1 Ом), т е. учитывается мощность, теряемая в этих элементах.

Таким образом R2=Rприб+Rпров+Rконт.

Сопротивление приборов определяется выражением:  , где

Sприб – мощность потребляемая приборами (ВА), I2ном – вторичный номинальный ток прибора; Чтобы трансформатор тока работал выбранном классе точности, необходимо выдержать условия:

1. Z2ном Rприб +Rпров+Rконт

Откуда RпровZ2ном - Rприб- Rконт

Или , где

,где  – номинальная мощность трансформаторов тока (ВА);

 ,где  мощность потребляемая приборами (ВА);

 , соответственно

Зная  , можно найти сечение контрольных проводов как:

 , где  - удельное сопротивление материала провода

( для меди ) ;  при соединении трансформаторов тока в полную звезду; , при соединении в неполную звезду; L- длина провода соединяющего трансформатор тока и прибор в один конец, м. Для трансформаторов с номинальными вторичными нагрузками 5 В*А нижний предел вторичных нагрузок в соответствии с ГОСТ 7746-01 составляет 3,75 В*А (или 0,15 Ом при номинальном токе вторичной обмотки трансформатора тока .

Выбор трансформаторов тока для коммерческого учета.

Расчет первичных токов.

Величины расчетной мощности для вычисления максимальных и минимальных значений первичного тока.

Режимы работы трансформаторов.

Режим работы трансформатора Т1. Минимальная мощность  Smin=85кВА, максимальная мощность Smax=400кВА. Режим работы трансформаторы Т2. Максимальная мощность Smax=250кВА. Минимальная мощность  Smin=54кВА.

Максимальный ток определяется по формуле:

Максимальный ток в трансформаторе Т1: ;

Коэффициенты трансформации трансформаторов Т1 и Т2, равены: 600/5 и 400/5 соответственно.

Проверка измерительных трансформаторов тока на минимальную и максимальную рабочую нагрузку.

По диапазону нагрузок трансформаторы тока должны удовлетворять следующим условиям: imin.втор тт ≥ 5% Iном. Счетчика, где Iном.счетчика = 5(А)

Imax.втор.тт ≥40% Iном.счетчика, где Iном.счетчика = 5(А).

Расчет для PIK1.

Smin=85кВА, следовательно ток в первичной обмотке составит:

При выбранном коэффициенте трансформации 600/5=120 ток во вторичной обмотке будет:

,

Что в процентном соотношении к номинальному значению 5А составляет:

(1,08/5)*100=22%

Расчет первичных токов для PIK2.

Smin=54кВА, следовательно ток в первичной обмотке составит:

При выбранном коэффициенте трансформации 600/5=120 ток во вторичной обмотке будет:

,

Что в процентном соотношении к номинальному значению 5А составляет:

(0.68/5)*100=13.6%

Результаты расчетов, приведенные к номинальным значениям токов, выбранных трансформаторов сведены в таблицу:

Наименование контролируемого подкюлючения

Номинал

Диапазон изменения тока I1

Диапазон изменения тока I2

Приведенное значение тока I2

I1,A

I2,A

I1min,A

I2min.A

I2min,A

I2max,A

%

%

Ввод 1

600

5

129

608

1,08

5,06

22

101

Ввод 2

400

5

82

380

1,03

4,75

21

95

По результатам расчета видно, что условие необходимой нагрузки выполняется.

Расчет вторичных нагрузок трансформаторов тока.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока с номинальной вторичной нагрузкой S2ном=5ВА в соответствии с ГОСТ 7746-2001 должна находиться в пределах: 3,75ВА ≥S2≥5ВА.

Пример расчета для кабеля ИИК – счетчика PIK1.

Исходные данные для расчета.

1).Схема соединения трансформаторов тока – десятипроводная. От трансформаторов тока до ИИК прибора учета длинна кабеля 4м, от ИИК до клеммника счетчика – 0.5м, тогда расчетная длина токовой цепи составляет L=8м. S2ном=5ВА.

Измерительная обмотка трансформаторов тока используется только для подключения токовых обмоток счетчика. Мощность приборов включенных во вторичную цепь трансформаторов тока: Sприб=Sсчет.

Согласно паспортным данным полная мощность потребляемая цепью тока счетчика Меркурий 230-ART не более, 0,1 В*А, тогда сопротивление каждой последовательной цепи составляет Rсчет=0,004 (Ом);

Сопротивление контактов принимается Rконт=0.1 Ом.

Материал провода – медь, удельное сопротивление медного провода:

  

 ,т.е  F=0.0175*(8/0.096)=1.46 мм2;

Принимаем контрольный кабель с медными жилами F=2.5мм2;

Рассчитаем сопротивление вносимое проводом в общее сопротивление измерительной цепи:

Rпров=0,0175*(8/2,5)=0,056 Ом

Расчетная мощность вторичной цепи S2=Z*

Где Z=(Rсчет+Rпров+Rконт) – сопротивление вторичной цепи, I2ном номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока.

S2=(Rсчет+Rпров+Rконт)*I2ном=(0,004+0,056+0,1)*25=4 (ВА)

Аналогично для PIK2, результаты расчетов приведены в таблице.

Приборы учета

Провод

Внешняя цепь

ТТ

присоединение

Rсчет.Ом

Lпров

Fпровмм2

RпровОм

Rконт.Ом

ZвнцОм

Zдоп. Ом

S2рас Ва

S2ном ВА

Ввод1

0,004

8

2,5

0,056

0,1

0,16

0,2

4,0

5

Ввод 2

0,004

8

2,5

0,056

0,1

0,16

0,2

4,0

5

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ  МОДЕРНИЗИРОВАННЫХ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

1. Оценка капиталовложений для различных вариантов учета.

Учет электроэнергии – важнейшая часть организации эксплуатации энергохозяйства, позволяющая получить соответствующие данные для решения ряда хозяйственных и технических вопросов.

Энергоснабжение установки производится на основании действующего договора, в котором обозначаются тарифы на оплату электрической энергии, присоединенная мощность, а также мощность, участвующая в суточном максимуме нагрузки энергосистемы. Оплата производится по двухставочному тарифу, при котором осуществляется оплата за 1 кВт заявленной потребителем наибольшей мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, а также оплата за 1 кВт·ч потребляемой активной электрической энергии.

Основные показатели электропотребления приведены в таблице 1

                      Таблица 1 Основные показатели электропотребления

Номер точки учета

Ед. изм-я

Кол-во/мес.

1

кВт*ч

273600

2

кВт*ч

171000

Расчет капитальных затрат

Капитальные затраты для базового и проектируемого вариантов приведены в табл. 2 и 3

Таблица 2. Стоимость базового варианта

Наименование

Кол-во, шт

Цена одной единицы,руб.

Общая стоимость,  руб.

Затраты на транспортировку и монтаж,и доп.оборудование. руб.

Измерительный трансформатор

6

380

2280

6000

Счетчики электроэнергии

6

500

3000

6000

Итого

5280

12000

Суммарные капиталовложения для базового варианта:

КБ = 12000+5280=17280 руб.

Таблица 3. Стоимость модернизированного варианта

Наименование

Кол-во, шт

Цена одной единицы, руб.

Общая стоимость, руб.

Затраты на транспортировку и монтаж и оборудование, руб.

Измерительный трансформатор

6

436

2616

8000

Счетчик  Меркурий 230ART

2

3587

7174

10000

Итого

9790

18000

Суммарные капиталовложения на модернизацию:  

КН =9790+18000= 27790 руб.

Разница капитальных затрат для базового и нового варианта:

КН -КБ=17280-27790=- 10510руб.

2. Оценка эксплуатационных затрат для различных вариантов учета.

Основным мероприятием по экономии электроэнергии на трансформаторной подстанции является замена устаревших измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на те, которые удовлетворяют требованиям коммерческого учета электроэнергии и позволяют уменьшить расходы на оплату счетов за электроэнергию, за счёт более точного измерения потребленной энергии.

Разница себестоимости определяется:

, тыс. руб,  где DСАМ – изменение величины годовых амортизационных отчислений на и реновацию от стоимости аппаратуры и средств автоматизации, тыс. руб,

DСЗП – изменение годового фонда заработной платы основного персонала, тыс. руб (так как в рассматриваемом варианте высвобождение основного персонала не предусмотрено, то  DСЗП = 0),

DСЭЛ.ЭН – изменение годовых затрат на электроэнергию, тыс. руб,

DСРЕМ – изменение годовых затрат на ремонт, тыс.руб (так как в дипломном проекте не предусмотрена замена основного, то DСРЕМ = 0),

DСДОП – изменение дополнительных затрат, тыс.руб. (дополнительные затраты принимаем неизменными, DСДОП = 0) .

Расчет амортизационных отчислений

Амортизационные  отчисления определяются по формуле:

, тыс. руб.,

где HA – норма амортизационных отчислений, %. Принимаем усредненную норму амортизации HA = 8%, K – капиталовложения по данному варианту, руб.

Амортизационные отчисления для базового варианта:

 руб.

Амортизационные отчисления для нового варианта:

руб.

Изменение затрат на амортизацию:

руб.

4.2.3.Расчет стоимости затрат электроэнергии

Мощность трансформаторной подстанции в месяц на первом вводе составляет  273600 кВт*ч, на втором 171000 кВт*ч.

Из расчетов известно, что при базовом варианте падение напряжения во вторичных цепях на 0,9кВА больше.  И оплата электроэнергии происходит по тарифу в 3,51 руб. кВт/ч

Затраты на электроэнергию при базовом варианте.

Потребленная мощность вторичными цепями за расчетный период:

4,9*720=3528 кВт*ч

Потребленная мощность сетью за расчетный период:

(273600+171000)=444600 кВт*ч

С учетом погрешности счетчика:

444600*1,02=453492 кВт*ч

Тариф на электроэнергию составляет 3,51 руб/час. Тогда затраты на электроэнергию будут равны:

руб.

Затраты на электроэнергию при проектируемом варианте. Потребленная мощность сетью за расчетный период: (273600+171000)=444600 кВт*ч.

Потребленная мощность вторичными цепями за расчетный период:

4,0*720=2880 кВт*ч

С учетом погрешности счетчика:

444600*1,005= 446823 кВт*ч

Тариф на электроэнергию составляет 3,51 руб/час. Тогда затраты на электроэнергию будут равны:

  

Изменение затрат на электрическую энергию:

Это означает, что при модернизации экономия электроэнергии составит 25682.67 рублей в месяц. При стоимости системы в 27790 рублей времени на её окупаемость потребуется:

27790/ 25682.67≈ 1месяц.

Безопасность жизнедятельности.

Безопасность труда при эксплуатации трансформаторной подстанции. Разработка средств защиты.

В дипломной работе была разработана автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии, сокращенно АСКУЭ. Система  обеспечивает коммерческий учёт электроэнергии(мощности). Системы энергоучёта позволяют производить учёт потребления электроэнергии  на объектах жилого, коммерческого и производственного назначения. Системы могут учитывать потребление энергоресурсов на уровне дома, районов, города, населенного пункта с единым диспетчерским и финансовым центрами.

АСКУЭ.

АСКУЭ – это совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях.

Система АСКУЭ.

Система АСКУЭ обладает следующими функциями:

  1.  Автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО АТС — 30 мин.).
  2.  Хранение параметров учёта в базе данных.
  3.  Обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии.
  4.  Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления.
  5.  Вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора.
  6.  Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.

Данная работа была посвящена разработке системы коммерческого учета электроэнергии для станции техобслуживания города Кириши.

Оборудование.

Применяемое оборудование: силовые трансформаторы напряжением 6кВ и измерительные трансформаторы напряжением 400В.

Параметры микроклимата в помещении электрической подстанции.

Параметры микроклимата определяются температурой воздуха, влажностью и скоростью движения воздуха. Нормируются они согласно ГОСТ 12.1.005-88. Основным  принципом нормирования является создание благоприятных условий для работы с учетом теплообмена тела человека с окружающей средой. Отопление электроустановок, в которых расположено оборудование АИИСКУЭ в холодное время года осуществляется от существующих систем электрического обогрева и существующих систем центрального отопления.

Поскольку тепловыделение от технологического оборудования незначительно, ассимиляция теплоизбытков осуществляется за счет существующих в помещении систем вентиляции и кондиционирования воздуха, проектируемое оборудование не нарушает температурно-влажностный режим в помещении( температура 18-25 С, относительная влажность воздуха не более 75%), где оно устанавливается. Допустимые параметры микроклимата приведены в таблице 1. Работа по установке и обслуживанию электрооборудования может быть отнесена по тяжести к категории  IIб, так как связана с ходьбой, перемещением и переноской тяжести до 10 кг и сопровождается умеренным физическим трудом с энергозатратами организма  201 - 250 Ккал/ч (835 – 1044 кДж/ч). Оптимальные и допустимые показатели для категории IIб приведены в таблице 2. Помещение электрической подстанции относится к непостоянному месту работы электромонтёров, обслуживающих электрооборудование.

Таблица 1. Допустимые параметры микроклимата

Период

года

Температура

Воздуха, С

Относительная

Влажность, %

Скорость движения

Воздуха, м/с

Холод.

23 – 13

Не более 75

Не более 0,4

Теплый

29 – 15

При 27С не более 60

При 26С не более 65

При 25С не более 70

При 24С и ниже не более 75

0,2 – 0,5

                             

 

Таблица 2. Оптимальные параметры микроклимата

Период года

Температура

Воздуха, С

Относительная

Влажность, %

Скорость движения

Воздуха, м/с

Холодный

17 – 19

40 – 60

Не более 0,2

Теплый

20 – 22

40 – 60

Не более 0,3

Помещение электроподстанции  удовлетворяет этим требования по всем параметрам.

Параметры микроклимата автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы, так же удовлетворяют всем климатическим нормам.

Параметры вредных веществ и пыли.

Согласно СН 245-71 (отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха), наружный воздух должен подаваться в помещение с объемом на одного работающего:

  1.  до 20 м3 - не менее 30 м3/ч воздуха;
  2.  от 20 до 40 м3 - не менее 20 м3/ч воздуха;
  3.  более 40 м3 - при наличии окон или при отсутствии вредных и неприятно пахнущих веществ допускается предусматривать периодически действующую естественную вентиляцию (открывание створок окон и фонарей).
  4.  в помещении без естественной вентиляции объем наружного воздуха  должен составлять не менее 60 м3/ч воздуха.

Замена трансформаторов осуществляется в помещении с размерами 16х10х6м (длина х ширина х высота х) с наличием окон, допускается предусматривать периодически действующую естественную вентиляцию (открывание створок окон и фонарей).

Помещение, в котором будет установлена система, относится к типу влажное, т.к. относительная влажность воздуха не превышает 75%.

Степень опасности поражения человека электрическим током.

Технические средства системы учета электроэнергии с дистанционным сбором (СУЭ ДС) размещаются в местах, допускающих обслуживание в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации этих средств. Подключения и отключения цепей питания и заземления, а также цепей интерфейсов должны производиться при отключенном питании. Не допускается подключение нескольких проводников  одной клемме.

Прокладку кабелей связи производить согласно таблице соединений и подключений (кабельному журналу) и плану размещения оборудования из комплекта чертежей рабочей документации. Электронные счетчики необходимо установить в шкафах учета в соответствии с имеющейся проектной документацией. Монтаж счетчиков должен выполняться в соответствии с действующими Правилами технической эксплуатации электроустановок и Инструкцией по монтажу счетчиков.

Схема подключения электронного счетчика к трехфазной четырех-проводной сети через трансформаторы тока, приведена в чертежах рабочей документации и инструкции по монтажу счетчика.

Для контроля целостности цепей напряжения, подключение приборов учета к трансформаторам напряжения осуществляется отдельным кабелем через автоматический выключатель.

Кабель КИПЭВ 1x2x0,6 для цифровых каналов связи между счетчиками и модемами проложить с использованием существующих кабельных каналов, согласно структурной схемы кабельных каналов и кабельного журнала. По возможности не следует проводить кабель вдоль силовых кабелей.

Кабели и провода одного назначения (кабели связи, контрольные и др.), прокладываемые по одной трассе, как правило, должны формироваться в кабельные пакеты. Объединять кабели различного назначения в один пакет допускается при подходах к оборудованию на длине не более 1,5 м. Кабели с большей массой и диаметром должны укладываться в нижней части пакета. В подпольных каналах одиночные или сформированные в пакеты кабели могут прокладываться без крепления одним из следующих способов:

1. по конструкциям (кронштейнам с консолями), установленным на боковых стенках канала;

2. по дну канала (при глубине канала не более 0,9 м). В напольных каналах кабели должны прокладываться по дну без крепления.

Перекрещивание и ответвление одиночных кабелей и пакетов в каналах должно выполняться с помощью стальных переходных мостиков.

Подведенные к оборудованию кабели и провода подключаются к нему через вводные гребенки (колодки), разъемы или клеммы, установленные на оборудовании.

Разделка, оконцевание и подключение к оборудованию или переходным устройствам кабелей и проводов должны осуществляться в соответствии с технологическими руководствами, составленными с учетом требований ГОСТ и ТУ на кабели и провода.

Длина оголенной части жилы или провода от торца изоляции до места включения должна быть не более 2,0 и не менее 0,5 мм.

При подключении к оборудованию экранированного кабеля разрешается оставлять без экрана концы длиной не более 25 мм. При этом неэкранированные концы жил должны быть свиты попарно.

Жилы кабелей и проводов в зависимости от материала и сечения должны подключаться к оборудованию следующими способами:

  1.  медные однопроволочные сечением менее 1 мм2 — навивом, пайкой, а при соединениях к зажиму — пластинчатыми наконечниками,-U. однопроволочные сечением от 1—6 мм2, а многопроволочные 1,0—2,5 мм2 — под винтовой зажим. При этом на конце жилы предварительно должно быть сформировано кольцо по часовой стрелке;
  2.  концы многопроволочных жил должны быть облужены;
  3.  однопроволочные жилы сечением свыше 6 мм2, а многопроволочные свыше 2,5 мм2 перед подключением должны быть оконцованы наконечниками с помощью пайки или опрессоваиця. Допускается подключение без предварительного оконцевания наконечниками однопроволчных жил сечением 6-10 мм2 при условии оформления конца жилы в кольцо по часовой стрелке с предохранением от выдавливания фасонными шайбами и от самоотвинчивания- пружинными шайбами. Под один винтовой зажим может подключаться не более двух медных жил.                                                   Напряжение прикосновения и токи, протекающие через человека, нормируются согласно ГОСТ 12.1.038–88 «ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов».

Стандарт предусматривает нормы для электроустановок при нормальном рабочем (неаварийном) режиме их работы (таблица 3), при аварийных режимах производственных (таблица 4).   

      

Таблица 3. Нормы работы электроустановки в неаварийном режиме

Род тока

Наибольшие допустимые значения

Uпр, В

Iч, мА

t, мин

Переменный 50Гц

2

0,3

10 в сутки

Таблица 4. Нормы работы производственных электроустановок

при аварийном режиме

Род тока

Норм. величина

Продолжительность воздействия t, с

0,1

Переменный

Uпр, В

340

Iч, мА

400

Исходя из предельно допустимых значений напряжения прикосновения и тока, а также продолжительности воздействия, следует выбирать защитные отключающие устройства, время срабатывания которых не должно превышать допустимой длительности прохождения тока через человека. Защитное отключающее устройство ставится по цепи общего питания с временем отключения меньше или равному допустимому ().

Согласно ГОСТ 12.1.030–81, защитному заземлению или занулению подлежат металлические нетоковедущие части оборудования, которые из-за неисправности изоляции могут оказаться под напряжением и к которым возможно прикосновение людей. При этом, в электроустановках находящихся на улице, заземлению и занулению подлежат электроустановки с напряжением выше 42В переменного и 110В постоянного тока, а также в помещениях без повышенной опасности – при напряжении 380В и выше переменного  и 440В и выше постоянного тока.

Так как помещение относится к классу с повышенной опасностью, опасность поражения электрическим током снимается путем применения защитного заземления корпуса силового трансформатора, находящегося на улице, и зануления шкафа управления, находящегося в помещении электрической подстанции. Для предотвращения касания токоведущих частей, работы нужно проводить  с применением индивидуальных средств защиты (резиновых перчаток, диэлектрических штанг, клещей, ботов и коврика). При проведении каких либо ремонтных работ следует произвести необходимые отключения.

Выбор степени защиты электрооборудования.

Для защиты обслуживающего персонала от соприкосновения с частями, находящимися под напряжением, технические средства СУЭ ДС помещают в защитные кожухи, которые характеризуется определенной степенью защиты IP55. Для обозначения степени защиты электрооборудования, согласно ГОСТ 14254-60, приняты буквы IP, за которыми следуют две цифры 55. Первая цифра характеризует степень защиты персонала от соприкосновения с находящимися под напряжением частями, а также степень защиты изделия от попадания внутрь твердых посторонних предметов; вторая цифра обозначает степень защиты от проникновения воды.

Шум.

Допустимые уровни звукового давления по ГОСТ 12.1.003-83 представлены в таблице 5. Использование электронных элементов в коммутационной схеме, линейном и периферийном оборудовании обеспечивает практически бесшумную работу проектируемого оборудования и создает благоприятные санитарно-гигиенические условия работы персонала.

Таблица 5. Допустимые уровни звукового давления

Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц

Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА

31,5

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Уровни звукового давления, дБ

96

83

74

68

63

60

57

55

54

65

Пожарная безопасность.

Основными причинами пожара от электроустановок являются короткое замыкание, перегрузка, большое переходное сопротивление, искрение и электрическая дуга. Противопожарная безопасность обеспечивается следующими проектными решениями:

  1.  Применением быстродействующих автоматических выключателей для защиты электрических сетей от токов короткого замыкания;
  2.  Соблюдением нормативных расстояний от рабочих мест до эвакуационных выходов;
  3.  Выбором марок кабелей(проводов) и способа их прокладки;
  4.  Применение существующих углекислотных огнетушителей.

Работы по монтажу и наладке технических средств измерения, сбора, обработки и передачи информации СУЭ ДС должны осуществляться в соответствии с правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ01-02-95)

Кабельная продукция, используемая при организации автоматизированной системы, должна иметь сертификаты соответствия Госстандарта РФ.

Все места прохода кабелей через стены, перегородки и перекрытия должны быть уплотнены для обеспечения огнестойкости не менее 0,75ч. Уплотнение должно осуществляться с применением только негорючих материалов и составов.

Эксплуатация должна производиться в соответствии с требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

Таблица 6. Соотношения сечений провода и допустимого тока

для медных проводников.

Сечение провода, мм2

0,1

0,2

0,3

0,5

0,7

1

1,5

2

4

6

10

Допустимый ток, А

1,3

2,5

3,5

5

7

10

14

17

25

30

45

Используем четыре жилы провода сечением 2,5 мм².

Защита плавкими предохранителями является широко распространенной благодаря своей простоте, дешевизне и надежности отключения при коротких замыканиях. Перегоревшие плавкие вставки следует заменять запасными заводскими калибровками. Основной характеристикой такого типа предохранителей является диаметр плавкой вставки, см. таблицу 7.

Таблица 7. Диаметр проволоки для плавких вставок.

Тип предохранителя

Номинальный ток патрона, А

Номинальный ток плавкой вставки, А

Диаметр проволоки,

мм

Число параллельно включенных плавких

вставок

ТН

200

200

25

1

Мероприятия по охране труда и техники безопасности.

  1.  Все технические средства СУЭ ДС , находящиеся под напряжением переменного тока по отношению к корпусу, превышающем 24 В, должны иметь защиту от случайного прикосновения, а также должно иметь защитное зануление.
  2.  Переходное сопротивление между зажимом заземления и корпусом не должно превышать 0,05 Ом. По способу защиты от поражения электрическим током технические средства автоматизированной системы соответствуют классу II по ГОСТ 8865-93.
  3.  Работы по монтажу и наладке технических средств СУЭ ДС должны производиться в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда ПОТ РМ-01602001 Технические средства СУЭ ДС должны быть установлены так, чтобы обеспечивалась их безопасная эксплуатация и техническое обслуживание.
  4.  Работы с приборами учета электроэнергии должны производиться со снятым напряжением В цепях электросчетчиков подключенных к измерительным трансформаторам, при наличии испытательных клеммных колодок следует снимать напряжение со схемы электросчетчика и шунтировать вторичную обмотку трансформаторов тока.

Разработка требований к освещению рабочих мест в помещении электрической подстанции. Проектирование и расчет осветительной установки производственного помещения

         Целью расчета является выбор количества светильников, определение мощности источников света, расположение их в помещении электрической подстанции, а также расчет осветительной сети.

Исходными данными являются: тип помещения (производственное) и его размеры:

А = 16 м - длина;

В = 10 м - ширина;

Н = 6 м - высота.

hр= 0,8 м

В качестве источников света выбираем дуговую ртутную лампу высокого давления для общего освещения типа ДРЛ, по следующим критериям:

1) высота помещения превышает 5м;

2) лампы ДРЛ удобны в эксплуатации, рассчитаны на большие сроки службы, имеют большой световой поток, высокую световую отдачу и незначительные размеры, выпускаются на большие мощности;

Для производственного помещения выбираем рабочее равномерное общее освещение. Характер зрительных работ- работы малой точности. Разряд зрительной работы V. Подразряд зрительной работы б. Норма освещенности для данного производственного помещения: Еmin= 200 Лк.

В качестве светильника выбираем светильник типа РСП 13 со степенью защиты 54.

Расстояние от светильника до рабочей поверхности, м:

Нр= Н - (hс + hр )

где Н = 6 м- высота помещения;

hс = 0,48 м - высота свеса;

hр= 0,8 м - высота рабочей поверхности .

Нр= 6 - (0,48 + 0,8) = 4,72 м.

     Определяем индекс помещения:

i = = = 1,4

По справочнику с учётом коэффициентов отражения и показателя помещения находим коэффициент использования светового потока при пот=0,5;ст=0,3; п=0,1:

η = 77%

Рассчитаем количество светильников, если

Ф = 3200лм – световой поток

S = 10*16=160м2 – площадь помещения  

n = 1 – число ламп в светильнике

z = 1,15 - коэффициент минимальной освещённости:                   

Kз = 1.5 - коэффициент запаса;

Еmin – нормированная освещённость, лк.

                           (59)

На рисунке 1 изображена схема размещения светильников в помещении электрической подстанции

                                           

Рис. 1 . Схема размещения светильников в помещении электрической подстанции.

При эксплуатации ЗРУ с искусственным освещением необходимо регулярно производить очистку светильников от загрязнений, своевременную замену перегоревших или отработавших свои сроки службы ламп, контроль напряжений в осветительной сети. Периодически, но не реже 1 раза в год.

Выводы: 

Разработанные средства защиты и осветительная установка позволили сделать технические средства СУЭ ДС  более безопасным в эксплуатации и устранить влияние вредных факторов на человека.  

 


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

62379. Государственная власть. Государственная власть в Республике Беларусь 92.3 KB
  Цели занятия: Учебная: формирование знаний о структуре органов государственной власти в Республики Беларусь их функциях и полномочиях роли в управлении обществом и государством Воспитательные формирование высокой гражданской позиции стремления активно участвовать в делах...
62383. Повторение изученного материала. Игра «Информация и мы». «Обо всём понемногу» 49.92 KB
  Цели и задачи урока: закрепление представления учащихся о понятии «информация, развитие логического мышления учащихся, памяти, внимания; развитие познавательного интереса учеников; формирование активности и самостоятельности учащихся...
62384. I AM A STUDENT 97.63 KB
  To ask repeatedly; to ease suffering; to gain firsthand experience; to be a volunteer; to deliver to the emergency room; to intend to become a doctor; obliging and grateful patients; a glamorous job; infirm patients; the cause of his death...
62386. Articles (definite, indefinite), nouns (singular, plural), possessives, pronouns 23.88 KB
  Множественное число существительных Основным способом образования множественного числа имён существительных является прибавление окончания s или es к форме существительного в единственном числе. Ряд существительных образуют форму множественного числа особым образом.