Разработка подстанции



Рисунок 13 - Дифференциальная токовая защита трансформаторов с магнитным торможением

В графической части проекта представлена принципиальная схема релейной защиты трансформатора, в которую включены следующие защиты:

· Дифференциальная токовая;

· Газовая;

· Максимальная токовая.

Продольная дифференциальная защита выполнена на двух реле типа ДЗТ-11 с соединением вторичных обмоток трансформаторов тока на стороне 110 кВ в треугольник, а на стороне 10 кВ в неполную звезду. Зона действия ДЗТ ограничивается выносными трансформаторами тока со стороны 110 кВ и трансформаторами тока 10 кВ в вводных ячейках ЗРУ 10 кВ

Максимальная токовая защита (МТЗ) 110 кВ предназначена для резервирования отключения токов к.з. на шинах потребителей, а также для резервирования основных защит трансформатора - ДЗТ и газовой. Она выполнена в виде двух токовых реле типа РТ-40. Работает следующим образом: при коротком замыкании в зоне чувствительности МТЗ-110 по вторичным обмоткам трансформаторов тока со стороны 110 кВ

Таблица 19 - Параметры реле ДЗТ - 11

Наименование величины	Численное значение для сторон
	110	35	10
первич. ном. ток. тр-ра	105 А	228А	335
коэффициент ТТ	200 / 5	600 / 5	400/5
схема соединения ТТ			Y
вторичные токи в плечах защиты	6 А	3,3 А	4,2

Реле ДЗТ - 11

Определим ток небаланса

=

А

Минимальный коэффициент чувствительности на стороне 10 кВ

При включении тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов питаемых сторон 35 и 10 кВ первичный ток срабатывания защиты принимается из условия отстройки от броска тока намагничивания.

А

Минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на стороне 10 кВ

Определяем коэффициенты трансформации ТТ соединив ТТ 110 и 35 кВ в треугольник и ТТ 10 кВ в звезду.

Принимаем 200/5 -110 кВ: 600/5 - 35 кВ по условиям динамической стойкости. 400/5 - 10 кВ.

Определим вторичные номинальные циркулирующие токи

А А

А

Трансформаторы тока 35 и 10 кВ соответственно присоединены к первой и второй уравнительной обмотки, а ТТ 110 кВ к рабочей обмотке реле. Сторону 110 кВ принимаем за основную

Ток срабатывания на основной стороне

А

Расчетное число витков основной (рабочей) обмотки

вит.

Принимаем 6 витков.

Расчетное число витков первой уравнительной обмотки

вит.

Принимаем 11 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет

Расчетное число витков второй уравнительной обмотки, присоединяемое к ТТ 10 кВ.

вит.

Принимаем 9 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет

Число витков тормозной обмотки. Предварительно определяем ток небаланса имеющий место при трехфазном КЗ на шинах 35 кВ.

А

вит

Определим необходимое число витков тормозной обмотки при внешним КЗ на шинах 10 кВ.

А

вит

Для повышения надежности при внешних КЗ принимаем 9 витков.

Уточним Кч при 2-х фазном КЗ на стороне 10 кВ учитывая отсутствия торможения.

МТЗ от внешних КЗ

Произведём расчёт тока уставки реле РТ-40:

Определим ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А

Определим ток срабатывания защиты на стороне 35 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А

Определим ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А

Описание схемы релейной защиты понижающего трансформатора 110/35/10 кВ.

1. Основные защиты:

- От всех видов к.з. в обмотках трансформатора и на выводах, на выводах присоединений к секциям шин НН - общая продольная дифференциальная токовая защита, выполненная одним комплектом реле типа ДЗТ-11(KAW1-KAW3).

- От всех повреждений внутри бака трансформатора и в контакторном отсеке РПН, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с одним газовым реле KSG1 для бака и одним газовым реле KSG2 для контакторного отсека РПН.

2. Резервные и другие защиты:

- Для резервирования отключения многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН. Защита содержит три реле тока типа РТ-40 (КА3 - КА5) и реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен тремя фильтрами-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М (KVZ1- KVZ3) и тремя минимальными реле напряжения типа РН-54/160 (KV1- KV3).

- Для резервирования отключения многофазных к.з. на стороне CН - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне CН. Защита выполнена с применением комплекта КЗ-12 (АК1) и дополнительного реле времени КТ2. Комплект защиты КЗ-12 содержит два реле тока КА1, КА2 реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности KVZ1и минимальным реле напряжения типа KV1.

- От многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования отключения к.з. на элементах, присоединенных к этим шинам,- максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленные на ответвлениях к секциям шин НН. Защита выполнена с использованием реле тока типа РТ-40 (КА6, КА7) и реле времени КТ3, КТ5. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности (KVZ2, KVZ3) и минимальным реле напряжения типа (KV2,KV3).

- Для резервирования отключения внешних к.з. на землю, а также частичного резервирования основных защит трансформатора - одноступенчатая токовая ненаправленная защита нулевой последовательности с реле тока типа РТ-40 (КА13) и реле времени КТ8, КТ9.

- От повреждений в шкафах КРУН - 10кВ, имеющих высоковольтные выключатели - защиты при дуговых к.з..

- От симметричных перегрузок - МТЗ с тремя реле тока типа РТ-40 (КА10, КА11, КА12 ) установленные на сторонах ВН,СН,НН и реле времени КТ7.

Защита линий 10кВ

На всех отходящих от КРУН 10 кВ линиях, как кабельных, так и воздушных предусматривается три ступени токовой защиты:

1. Токовая отсечка без выдержки времени. Селективное действие 1 ступени Т.О. достигается тем, что её ток срабатывания принимается большим максимального тока к.з., проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. Чувствительность защиты определяется длиной защищаемой зоны (менее 50% линии) и коэффициентом чувствительности K^I _r ?2.

2. Токовая отсечка с выдержкой времени. Она обеспечивает защиту всей линии и сторону ВН приёмной КТП 10/0,4 кВ. Выдержка времени должна быть больше времени срабатывания этой отсечки на некоторое время Дt =0,3…0,6 с, называемое ступенью селективности. Достаточно, чтобы ток срабатывания 2^ой ступени был больше максимального тока К.З., проходящего при повреждении в конце защищаемой зоны (80…90% линии).

3. Максимальная токовая защита. Ток срабатывания отстраивается на ток К.З. за трансформатором приёмной КТП 10/0,4 кВ. коэффициент чувствительности K^III _r ?1,5. Выдержка времени МТЗ на ступень больше, чем выдержка времени предыдущего участка (МТЗ трансформатора 10/0,4 кВ КТП).

4. Защита от однофазных замыканий на землю выполнена на реле РУ-21/1 с применением тр-ра земляной защиты ТЗЛМ-10 с действием на сигнал.

Токовая защита отходящих линий выполнена в виде двухфазной двухрелейной схемы соединения в неполную звезду(рис.14). Для выполнения схемы вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных в двух фазах, соединяются выводами Л2, реле тока присоединяется последовательно.

Рисунок 14 - Схема соединения трансформаторов тока и реле.

Из анализа поведения реле при различных видах короткого замыкания следует, что схема защиты реагирует на все виды коротких замыканий, за исключением замыканий на землю фазы, в которой трансформатор тока не установлен, поэтому применяется только для действия при многофазных повреждениях.

Автоматика ввода резерва (АВР.

Одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных схем электроснабжения. Шины распределительного пункта РП обычно выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).

Устройства АВР выполняются как на постоянном, так и на переменном оперативном токе, и их схемы имеют некоторые различия, обусловленные видом этого тока и конструкцией привода выключателя.

Принцип осуществления команды на включение резервного питания при постоянном оперативном токе показан на рисунке 15. Нормально при включенных выключателях рабочего питания Q1, Q2 обмотка реле KL однократности действия АВР (РОД), имеющего задержку на возврат, обтекается током, и его контакт замкнут. После отключения выключателя Q1 или Q2 в схеме через контакт РОД подается команда на включение выключателя Q3. Одновременно цепь обмотки РОД размыкается и команда на включение существует лишь в течение времени замедления РОД на возврат, достаточного для надежного включения выключателя Q3.

Рисунок 15- Принцип работы АВР при неявном резерве.

В данном проекте выполнена схема АВР 10 кВ с воздействием на включение секционного выключателя при отключении одного из вводных (трансформаторных) выключателей 10 кВ.

6. Молниезащита понизительной подстанции

При проектировании зданий и сооружений системы электроснабжения необходимо учитывать и предотвращать возможность их поражения ударами молнии. Особенно это относится к открытым электроустановкам.

Молнии характеризуются большим разрушающим действием, объясняемым большими амплитудой, крутизной нарастания и интегралом тока.

В соответствии с Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии (ПУМ) и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи, защите подлежат следующие объекты, расположенные на их территории:

а) открытые распределительные устройства (ОРУ), в том числе шинные мосты и гибкие связи, в том числе шинные мосты и гибкие связи;

б) здания машинного зала и закрытые распределительные устройства (ЗРУ);

в) здания маслохозяйства.

ОРУ станций и подстанций защищаются от ПУМ стержневыми молниеотводами и только для протяженных шинных мостов и гибких связей применяются тросовые молниеотводы.

Защита ОРУ осуществляется установкой стержневых молниеотводов на порталах подстанций или устройством отдельно стоящих стержневых молниеотводов со своими обособленными заземлителями.

Молниеотводы, установленные на порталах подстанций, дешевле отдельно стоящих молниеотводов, так как требуют меньше металла на изготовление. Они ближе располагаются к защищаемому оборудованию, поэтому эффективнее используется их защитная зона. Но при поражении портального молниеотвода ударом молнии с большой амплитудой и крутизной фронта импульса тока на молниеотводе и на портале значительно возрастает напряжение. Это напряжение может оказаться достаточным, чтобы вызвать «обратное» перекрытие изоляции ОРУ с заземленных элементов на токоведущие части подстанции.

Порядок расчета стержневых молниеотводов:

h_а ? Д/8·p,

h=h_а + h_х - полная высота молниеотвода,

гдеh_а - активная высота молниеотвода;

h_х1=11,35 м, h_х2=5,5 м - высота защищаемого объекта; р=1 при h ? 30 м,

Д=59 м - большая диагональ четырехугольника с молниеотводами в его вершинах.

h_а ? 59/8·1 = 7,375 м. Принимаю 8,5 м.

h = 11,35 + 8,5 = 19,85 м. Принимаю 20 м.

Высоту молниеотвода от земли выбирают такой, чтобы защищаемые оборудование и конструкции попали в зону защиты молниеотвода, внутри которой с достаточной надежностью (в электроустановках 99,5% - зона защиты типа А) обеспечивалась бы защита зданий и сооружений от прямых ударов молнии.

Расчетная зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой h < 150 м представляет собой конус с высотой

h_о = 0,85h;

h_о = 0,85·20= 17 м;

и радиусами на уровне земли и уровне защищаемого оборудования

r_о = (1,1 - 0,002h)h;

r_х = (1,1 - 0,002h)(h - h_х/0,85);

r_о = (1,1 - 0,002·20)·20 = 21,2 м;

r_х1 = (1,1 - 0,002·20)·(20 - 11,35/0,85)= 7,04 м.

r_х2 = (1,1 - 0,002·20)·(20 - 5,5/0,85)= 14,3 м.

Два молниеотвода одинаковой высоты, находящихся друг от друга на расстоянии h<L₁<3h (20<L₁=53<3·20=60) образуют общую зону защиты. Зона характеризуется между молниеотводами гребнем в виде ломаной линии; найнизшая точка этого гребня имеет высоту

h_с = h_о - (0,17 + 3·10 ^-4h)(L₁ - h) r_сх = r_о (h_с -h_х)/h_с

r_с = r_о

h_с = 17 - (0,17 + 3·10 -⁴ ·20)(53 - 20) = 11,72 м

r_сх1 = 21,2 (11,72 - 11,35) / 11,72 = 0,67 м

r_сх2 = 21,2 (11,72 - 6) / 11,72 = 10,3 м

r_с = 21,2 м

h<L₁<3h (20<L₁=26<3·20=60)

h_с = 17 - (0,17 + 3·10 -⁴ ·20)(26 - 20) = 15,9 м

r_сх1 = 21,2 (15,9 - 11,35) / 15,9 = 6 м

r_сх2 = 21,2 (15,9 - 6) / 15,9 = 13,2 м

Рисунок 6.1- Схема грозозащиты ОРУ-110кВ.

Молниеотводы состоят из молниеприемника, несущей конструкции, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии. Поэтому он должен надежно противостоять механическим и тепловым воздействиям тока и высокотемпературного канала молнии. Молниеприемники изготовляются из прокатной стали любого профиля сечением не менее 100 мм^2, при длине не более 2,5 м. Несущая конструкция несет на себе молниеприемник и токоотвод, объединяет все элементы молниеотвода в единую, жесткую, механически прочную конструкцию. В энергетике получили широкое распространение конструкции молниеотводов с деревянными, железобетонными и металлическими опорами.

Токоотвод соединяет молниеприемник с заземлителем и предназначен для пропускания тока молнии от молниеприемника к заземлителю. Поэтому он рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии. Токоотводы у молниеотводов с деревянными опорами изготовляются различного профиля с сечением, рассчитанным для прохождения полного тока молнии. Рекомендуется брать круглую сталь диаметром не менее 6 мм², угловую сталь сечением не менее 48 мм² и толщиной стенки 4 мм.

Заземлители молниеотводов служат для отвода тока молнии в землю. Исходя из требований грозоупорности ЭУ, сопротивления заземлителей не должны превосходить 10-15 Ом.

Соединение отдельных частей токоотвода между собой, с молниеприемником и с заземлителем производится при помощи сварки. Для предохранения от коррозии токоотводы окрашиваются.

7. Режимы нейтралей сетей

Нейтраль сети, как совокупность соединенных между собой нейтральных точек и проводников, может быть изолирована от земли, соединена с землей через активные или реактивные сопротивления, глухо заземлена.

При нарушении изоляции одной фазы в какой-либо точке сети, с изолированной от земли нейтралью, может возникнуть однофазное замыкание на землю. Напряжение этой фазы относительно земли становится тогда равным нулю, напряжение остальных фаз относительно земли - междуфазному напряжению, а зарядные токи этих двух фаз увеличиваются в v3 раз.

Ток замыкания на землю по сравнению с нагрузочным током сети или ее отдельных, линий относительно мал и может вызывать заметную перегрузку только при очень малых сечениях проводников поврежденной линии. Замыкание на землю практически не влияет на систему междуфазных напряжений и режимы работы приемников. Поэтому замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью считается не аварийным, а лишь анормальным режимом, при возникновении которого сеть и поврежденная линия могут оставаться включенными и в течение некоторого времени продолжать работу: питание потребителей не прерывается. Так как из всех видов нарушения изоляции однофазные замыкания на землю составляют обычно 75-85%, то это обстоятельство существенно для обеспечения надежности питания потребителей.

Другим преимуществом рассматриваемого вида сетей является отсутствие устройств заземления нейтрали, что снижает стоимость сети.

Ток Iс можно определить по формуле для сетей напряжением 35/10кВ

Где l- длина электрически связанной сети данного напряжения.

U- междуфазное напряжение.

l₁₀ -10км

l₃₅ -30км

n- число линий на одной секции

А

А

А <20А

Следовательно сеть с изолированной нейтралью.

В сетях с изолированной нейтралью необходимо обратить внимание на следующие обстоятельства:

1) повышение напряжения двух фаз относительно земли во время замыкания на землю третьей приводит к тому, что изоляцию всех фаз относительно земли необходимо рассчитывать не на фазное, а на междуфазное напряжение. Только при напряжениях до 35 кВ это не вызывает существенного удорожания сети;

2) возможность образования в месте замыкания на землю перемежающейся электрической дуги обусловливает возникновение коммутационных перенапряжений с амплитудой (4-6)U_ном. Эти перенапряжения могут нарушить работу некоторых приемников и привести к пробою изоляции в других местах и других фазах сети;

3) тепловое действие дуги в месте замыкания на землю на изоляцию других фаз сети может привести к переходу замыкания на землю в двух- или трехфазное КЗ (и кабельных линиях и в других случаях близкого расположения фазных проводников друг к другу);

4) возникновение в сети и источниках питания при замыкании на землю системы токов обратной последовательности может привести к индуктированию в роторах синхронных генераторов токов двойной частоты и к существенному дополнительному нагреву роторов.

Из-за приведенных выше нежелательных явлений токи замыкания на землю не должны превышать некоторых максимально допустимых значений, находящихся обычно в пределах 10-30 А. Время, за которое требуется отыскать и отключить возникающее в сети замыкание на землю, обычно принимают равным 2 ч.

В Казахстане с изолированной нейтралью работают следующие сети:

1) трехфазные сети 6-35 кВ, в которых токи замыкания на землю не превышают допустимых значений;

2) трехфазные трехпроводные сети до 1000 В (например, сети 220 и 660 В);

3) двухпроводные сети постоянного тока;

4) все сети низкого напряжения, в которых для обеспечения безопасности людей предусматривают защитные мероприятия, не связанные с применением заземлений (защитная изоляция, разделяющие трансформаторы и др.).

Если в сетях 3-35 кВ ток замыкания на землю превышает допустимые значения, то нейтраль источника питания сети соединяют с землей через заземляющий реактор.

Благодаря заземлению нейтрали сети через реактор:

1) намного уменьшается ток замыкания на землю, в результате чего дуга в месте замыкания становится неустойчивой и быстро гаснет;

2) после гашения дуги напряжение восстанавливается медленно, вследствие чего вероятность повторного зажигания дуги и возникновения коммутационных перенапряжений мала;

3) при сохранении устойчивой дуги вероятность перехода замыкания на землю в многофазное КЗ из-за малого значения тока мала;

4) токи обратной последовательности малы, и их действие на вращающиеся генераторы может оставаться несущественным.

При глухом заземлении нейтрали замыкание одной фазы на землю является однофазным КЗ и должно привести к срабатыванию защитных аппаратов, отключающих поврежденную линию от сети. Удорожание такой сети, вызванное применением заземляющих устройств и защиты от однофазных КЗ, компенсируется тем, что изоляцию фазных проводников рассчитывают на фазное напряжение (а не на междуфазное, как в предыдущих двух случаях). Это обстоятельство особенно существенно при напряжениях 110 кВ и выше.

Чтобы частые отключения линий из-за замыканий на землю не нарушали надежности питания потребителей, на таких линиях применяется однофазное или трехфазное автоматическое повторное включение.

Сети высокого напряжения с глухим заземлением нейтрали относят к сетям с эффективно заземленной нейтралью.

Для ограничения токов замыкания на землю вместо глухого заземления может применяться заземление нейтрали через токоограничивающее активное сопротивление.

В Казахстане глухое заземление нейтрали применяется:

1) в сетях 110 кВ и выше (в некоторых других странах также в сетях меньшего напряжения):

2) в четырех- и пятипроводных сетях низкого напряжения;

3) в трехпроводных сетях постоянного тока.

В сетях низкого напряжения заземление нейтрали в отличие от сетей высокого напряжения используют тогда, когда это нужно для осуществления защитного зануления или улучшения защитного заземления металлических корпусов электрооборудования. Публикации МЭК и стандарты Казахстана различают пять типов сетей трехфазного переменного тока:

1) трехпроводную сеть с изолированной от земли нейтралью, в которой в качестве защитного мероприятия от поражения электрическим током используют заземление корпусов электрооборудования; для такой сети принято сокращенное буквенное обозначение IT;

2) трехпроводную сеть с глухозаземленной нейтралью и, как и в предыдущем случае, с местным защитным заземлением корпусов - сеть ТТ;

3) четырехпроводную сеть с глухозаземленной нейтралью и с использованием нейтрального проводника для зануления корпусов электрооборудования (для заземления их через нулевой нейтральный проводник) - сеть TN-C;

4) пятипроводную сеть с глухозаземленной нейтралью и отдельными рабочим и защитным нейтральными (нулевыми) проводниками и - сеть TN-S;

5) частично четырех-, а частично пятипроводную сеть с глухозаземленной нейтралью сеть TN-C-S.

Трехпроводные сети типа IT применяют тогда, когда нет необходимости в рабочем нейтральном проводнике, т.е. когда нет однофазных электроприемников, требующих включения на фазное напряжение. К ним относят, например, сети напряжением 220 В и подавляющее большинство сетей напряжением 660 В. В таких же случаях используют и сети типа ТТ, отличающиеся большей эффективностью таких защитных мероприятий, как защитное заземление и защитное отключение по току утечки.

Наиболее распространенными в настоящее время являются сети типа TN-C,. позволяющие, например, реализовать трехфазную систему 220/380 В. Совмещение рабочего и защитного нейтральных проводников обеспечивает при этом минимальную стоимость сети. Такое совмещение может, однако, оказаться неприемлемым из-за уменьшенной надежности защитных мероприятий и в таких случаях прибегают к полностью или частично пятипроводным сетям типов TN-S и TN-C-S. Для повышения эффективности защитных мероприятий используют также повторные заземления защитного нулевого проводника или корпусов электрооборудования.

8. Учет электроэнергии и измерение электрических параметров в электроустановке

Коммерческий учет обычно устанавливают на границе раздела балансовой принадлежности. Количество точек учета определяется числом вводов энергоносителей. Количество измерительных параметров в точке контроля ограничивается параметрами, определяемыми финансовыми расчетами с энергоснабжающей организацией. Он является обязательным по закону. Система коммерческого учета должна включаться в «Государственный реестр средств измерений», обеспечивается средствами защиты информации от несанкционированного вмешательства в ее работу.

Технический учет не является обязательным по закону, он предназначен для учета, контроля и управления энергопотреблением по всей иерархии предприятия: корпус, цех, участок, энергоемкое оборудование. Количество точек учета зависит от структуры предприятия, его энергоприемников и определяется приведенной стоимостью одной точки контроля, ее окупаемостью. К техническому учету предъявляются пониженные требования точности измерений.

В период существования дешевых энергоносителей приборный учет энергоресурсов был ограничен и относителен, так как затраты на его организацию не оправдывал эффект, который можно было получить от его внедрения. Экономические условия вчерашнего дня обуславливали приблизительный, неточный и условный энергоучет, который грубо отражал реальные процессы энергопотребления.

В начале 70-х годов в связи с энергетическим кризисом, удорожанием и лимитированием энергоресурсов возникла необходимость усложнения тарифов. В связи с этими для крупных потребителей с нагрузкой более 750 кВА был введен двуставочный тариф за потребленную электроэнергию и заявленную мощность в часы пик. Предприятия оснащались устройством Ганц-прибор, который фиксировал максимум. В целом такой учет характеризовался низкой точностью из-за визуального съема показаний и неодновременного съема показаний. Подобный вид учета не может удовлетворить как промышленное предприятие, так и энергоснабжающую организацию из-за удорожания энергоресурсов и перехода от плановой экономики к рыночной. В условиях рынка необходим высокоточный учет, сводящий к минимуму участие человека на этапах измерения, сбора и обработки данных. Учет, адаптируемый к различным тарифным системам, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью и тот и другой создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ). При наличии АСКУЭ промышленное предприятие мощностью контролирует процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиком энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам (зонным тарифам). Зонные тарифы позволяют через экономические рычаги влиять на график нагрузки и снижать суммарные энергозатраты энергосистемы и потребителя.

В перспективе развитие производства будет сопровождаться удорожанием энергоресурсов, что обуславливает необходимость жесткого контроля, ограничения и снижения энергозатрат в себестоимости продукции. Это возможно выполнить только с применением современных АСКУЭ.

Использование АСКУЭ на промышленных предприятиях позволяет решать следующие задачи:

1. комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет электроэнергии и всех видов энергоносителей: вода, пар, газ и др. по предприятию и его структурным подразделениям в соответствии с действующими тарифами;

2. контроль энергопотребления по всем энергоносителям в заданном временном интервале (1, 3, 5, 30 минут, зоны, смены, сутки, месяц, кварталы, годы);

3. фиксация отклонений контролируемых параметров энергоучета и их оценка в абсолютных и относительных единицах с целью облегчения анализа энергопотребления;

4. сигнализация отклонений (цветом, звуком, распечаткой) контролируемых величин сверх допустимых значений с целью принятия оперативных решений;

5. автоматическое управление энергопотреблением на основе заданных критериев и приоритетные схемы включения-отключения потребителей;

• 6. расчет с субабонентами предприятия и внутрихозяйственный расчет по энергоресурсам между цехами и подразделениями завода.

Структура АСКУЭ

По своей структуре системы АСКУЭ как коммерческого, так и технического учета могут быть трех- и двухуровневыми, централизованными и децентрализованными. Обобщенная структура АСКУЭ содержит 3 уровня:

- нижний - первичный измерительные преобразователи (ПИП) с телеметрическим выходом, осуществляют непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета (расход, мощность, температура и т.д.) по точкам учета;

- средний уровень - контроллеры или устройства сбора и передачи данных - специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи с встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном интервале усреднения круглосуточный сбор данных с ПИП, накопления, обработку и передачу этих данных на верхний уровень;

- верхний уровень - персональная ЭВМ (ПЭВМ) со специализированным программным обеспечением АСКУЭ. Осуществляет сбор информации с контролеров среднего уровня, итоговую обработку информации как по точкам учета, так и по их группам, отображение и документирование данных учета в виде удобном для анализа.

Трехуровневая система АСКУЭ применяется в случаях установки ПИП с импульсным или цифровым выходом. Прогресс в области интегральной технологии позволил перенести функции контролеров непосредственно в ПИП и получить таким образом «интеллектуальные ПИП». Для этих преобразователей трехуровневую схему АСКУЭ можно преобразовать в двухуровневую: ПИП -> ПЭВМ. Указанный принцип построения АСКУЭ требует дорогих «интеллектуальных ПИП» и большого количества каналов связи. Другим вариантом преобразования трехуровневой структуры АСКУЭ в двухуровневую с обычными «неинтеллектуальными» счетчиками связано с перенесением контроллерных функций в ПЭВМ, при этом ПЭВМ доукомплектовывается специальными модулями сбора данных.

Также АСКУЭ можно подразлить по принципу доступа и реализации информации на централизованные и децентрализованные. Структура централизованной системы АСКУЭ совпадает с трехуровневой схемой. Такая структура позволяет получать информацию руководству предприятия, но ограничивает доступ к ней энергетиков и руководителей подразделений.

Децентрализованная АСКУЭ строится на базе недорогих многоканальных контролеров типа энергия-микро 16/32, Сикон С10 и др. с встроенными табло и клавиатурой, которая устанавливается непосредственно на контролируемых объектах и подключается к ПЭВМ. Такая структура АСКУЭ обеспечивает доступ к информации всем заинтересованным лицам.

электроэнергия трансформатор сетевой эксплуатация

Список используемой литературы

1. Электрооборудование станций и подстанций Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин 2-е издание - М.: Энергия,1980г.

2. Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев 2-е издание - М.: Энергоатомиздат, 1986г.

3. Электрическая часть электростанций и подстанций Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков М.: Энергоатомиздат, 1989г.

4. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1990,- 576с.

5. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию -: В 2т. / под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986,-568с.

6. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Уч. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987,-368с.

7. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для энергоэнергетических специальностей вузов / Под ред. Б.Н. Неклепаева - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1978, - 456с.

8. Инструкция по проектированию силового и осветительного оборудования промышленных предприятий.СН РК 4.04-19-2003 - Астана, 2004год.

9. Заводские каталоги на типовое оборудование

10. Прейскуранты заводов - изготовителей оборудования

11. Укрупненные показатели стоимости элементов электроснабжения промышленных предприятий (УП-ЭС) «Электропромпроект»

12. Справочник по электроустановкам промышленных предприятий / под ред. Я.М.Болыпмана-М.: Госэнергоиздат, 1963год, -719с.

13. Экономика труда и социально-трудовые отношения / под ред. Г.Г. Меликьяна, Р.П. Колосовой.-М.: Издательство МГУ

14. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. Ю.Г.Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1991,- 464с.

15. «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений» СН РК 2.04-29-2005

16. Экономика производственного объединения (предприятия) /А.М.Омаров.-М.: Экономика, 1995,-383с

17. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок республики Казахстан. РД 34 РК.03.202-04.- Алматы, 2004 год

18. Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам ГОСТ 2.105-95

19. Межгосударственный стандарт. Единая система конструкторской документации. Общие требования к чертежам. ГОСТ 2.109-73

Размещено на Allbest.ru