Месторождения НГДУ "Быстринскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз"

I_раб=180,9 А

I_н= 200А

I_н > I_раб.

i_у=6,297 кА

i_дин=17,6 кА

i_дин > i_у

В_к=5,49 кА²Чс

I_т²t_т=26 кА²Чс

I_т²t_т > В_к

R_пр=0,2 Ом

R_доп=0,4 Ом

R_доп>R_пр

НПВ

ТЛМ-10

300/5

U_уст=6 кВ

U_н=10 кВ

U_н і U_уст

I_раб=269,8 А

I_н=300 А

I_н > I_раб.

i_у=6,297 кА

i_дин=17,6 кА

i_дин > i_у

В_к=5,49 кА²Чс

I_т²t_т=26 кА²Чс

I_т²t_т > В_к

Отходящая линия

Тип трансформатора тока

Расчетные параметры

Каталожные данные

Условия выбора

Секционный выключатель

ТЛМ-10

600/5

U_уст=6 кВ

U_н=10 кВ

U_н і U_уст

I_раб=471,98 А

I_н= 600А

I_н > I_раб.

i_у=6,297 кА

i_дин=17,6 кА

i_дин > i_у

В_к=5,49 кА²Чс

I_т²t_т=26 кА²Чс

I_т²t_т > В_к

R_пр=0,2 Ом

R_доп=0,4 Ом

R_доп>R_пр

Трансформатор тока ТЛМ-10 проходит по всем данным условиям.

3.12 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. В зависимости от назначения могут применяться трансформаторы напряжения с различными схемами соединения обмоток.

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются:

по напряжению установки:

U_уст U_н, (3.45)

по классу точности;

по вторичной нагрузке:

S₂ S_2ном, (3.46)

где S_2ном номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности. При этом надо иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого треугольника - удвоенную мощность одного трансформатора;

S₂ нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.

На стороне 35 кВ выбираем трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35: U_уст=35 ? U_ном=35 кВ.

На стороне 6 кВ выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6-66 У3:

U_ном=6 кВ; класс точности 0,5; S_2ном=75 В·А в классе точности 0,5.

Таблица 3.9 - Данные расчета и выбора трансформатора напряжения

Наименование прибора	Тип прибора	Кол-во, шт.	Мощность, потребляемая одним прибором, ВА	Общая мощность приборов, ВА
вольтметр	Э377	1	1	1
Счетчик активной и реактивной энергии	СЭТ-4	2	4	8
реле напряжения	Sepam 1000+	2	0,3	0,6
ИТОГО				9,06

Рассмотрим выбор трансформатора на U=35 кВ:

S_ном =150 В•А > 9,06 В•А

Рассмотрим выбор трансформатора на U=10 кВ:

S_ном=75 В•А >9,06 В•А

Выбор трансформаторов напряжения сведён в таблицу 3.10.

Таблица 3.10 - Выбор трансформаторов напряжения

Тип ТН	, В·А	, В·А
ЗНОМ- 35-65	9,06	150
НТМИ- 6-66	9,06	75

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформаторов напряжения второй секции шин производится аналогично.

3.13 Выбор разъединителей

Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.

Разъединители могут быть внутренней и наружной установок. Заземляющие ножи могут быть расположены со стороны шарнирного или разъемного контакта или с обеих сторон. Заземляющие ножи имеют механическую блокировку, не разрешающую включать их при включенных главных ножах. Включение и отключение разъединителей осуществляется электродвигательным приводом (ПДВ), позволяющим произвести эти операции дистанционно. Для управления заземляющими ножами используются ручные рычажные приводы (ПР, ПЧ). Выбор разъединителей и отделителей производится: по напряжению установки, по току, по конструкции и роду установки. Их проверяют по электродинамической и термической стойкости [10].

Линейные, секционные разъединители выберем на 35 кВ.

Таблица 3.11 - Выбор разъединителей

Тип разъединителя	Место установки	Условия выбора	Каталожные данные	Параметры цепи
РНД(З)- 35/1000	На стороне 35 кВ	UHUСЕТИ, IHIPMAX, IТ2tТBK, iДИНiУД	35 кВ, 1000 A, 2977 кА2с, 80 кА	35 кВ, 99,18 A, 5,49 кА2с, 12,75 кА

3.14 Проверка сечения шинопровода

Выбор токопроводов осуществляется по длительному допустимому току нагрева с проверкой на электродинамическую и термическую стойкость токопроводящих элементов.

Произведем проверку шинопровода. В качестве токопроводящих жил токопровода 6 кВ использованы алюминиевые шины прямоугольного сечения 60х6 мм².

Проверка шин на механическую прочность КЗ сводиться к поперечному расчету их на изгиб, причем шина рассматривается, как балка лежащая на опорах с одним закрепленным концом.

Расчётное механическое напряжение на изгиб рассчитывается по формуле:

, (3.47)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н^.м;

W - момент сопротивления, м³.

, (3.48)

где F - сила на пролёт длины между изоляторами, Н.

 (3.49)

где k_Ф - коэффициент формы, для прямоугольных шин, k_ф = 1,1;

а - расстояние между шинами, по ПУЭ для ЗРУ 6 кВ, а = 0,1 м;

l = 1,5 м - расстояние между изоляторами, выбранное по справочным данным.

Для шин расположенных на ребре момент сопротивления определяется по формуле:

, (3.50)

где b и h - соответственно узкая и широкая сторона сечения шины, м.

Силу на пролёт длины между изоляторами находят по формуле:

i_уд=I_{(k 2)max} •k_{у(k 2)}, (3.51)

где k_у - ударный коэффициент для точки К2. Согласно справочным данным для моего объекта k_у = 1,97,

i_уд=•2,585 • 1,97=7202 A.

Должно выполняться условие:

. (3.52)

Для выбранных шин:

,

.

Шины прошли проверку по электродинамической стойкости.

Минимальное допустимое сечение шин по термической стойкости определяется по выражению:

, (3.53)

где С - термический коэффициент, для алюминия С = 95.

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, если их сечение больше минимально допустимого:

(3.54)

Шины прошли проверку по термической стойкости.

3.15 Выбор изоляторов

Жесткие шины в распределительных устройствах крепятся на опорных изоляторах, которые выбираются:

по номинальному напряжению:

U_уст ? U_ном; (3.55)

по допустимой нагрузке:

F_расч ? F_доп, (3.56)

где F_расч ?сила, действующая на изолятор;

F_доп ? допустимая нагрузка на головку изолятора:

нефть месторождение трансформатор

F_доп = 0,6 F_разр, (3.57)

где F_разр ? разрушающая нагрузка на изгиб:

, (3.58)

где - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена «на ребро».

, (3.59)

где - высота изолятора (100мм),

, (3.60)

где b, h - размеры шины.

Выберем изолятор ИОР-6-3,75 У3:

Номинальное напряжение - 6 кВ;

3,75 - минимальная разрушающая сила на изгиб, кН;

Масса - 0,99 кг.

мм,

мм,

Н,

кН,

0,396 кН<2,25 кН.

Выбранные изоляторы удовлетворяют условиям механической прочности при К.З. на сборных шинах 6 кВ.

3.16 Выбор ОПН

При коммутации вакуумных выключателей с малым временем отключения, установленных в цепи нагруженных трансформаторов или при пуске двигателей могут возникнуть перенапряжения, опасные для изоляции оборудования.

В результате исследований, проведённых специалистами научно-исследовательского предприятия «Таврида-Электрик» было установлено, что коммутационные перенапряжения могут возникать лишь при определённом соотношении параметров сети и параметров выключателя.

Для предотвращения коммутационных и других перенапряжений необходимо установить специальные устройства для ограничения и устранения вредного влияния перенапряжений на изоляцию оборудования. В качестве таких устройств могут быть выбраны ограничители перенапряжений (ОПН). Они устанавливаются между фазой и землей, а также между различными фазами сети.

Их основные преимущества перед вентильными разрядниками следующие:

глубокий уровень ограничения;

стабильность характеристик;

надёжность в эксплуатации;

отсутствие необходимости в техническом обслуживании;

взрывобезопасность и сейсмостойкость;

возможность установки в подвесном и опорном исполнении;

малый вес и габариты.

ОПН без искровых промежутков изготавливаются на основе оксидо-цинковых варисторов. ОПН предназначены для защиты двигателей, трансформаторов, воздушных и кабельных линий от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Выбираются ограничители перенапряжений нелинейные типа ОПН-У-35, предназначенных для защиты оборудования распределительных устройств в сетях 35 кВ переменного тока частоты 48 - 62 Гц с изолированной или компенсированной нейтралью.

Условия эксплуатации:

- высота над уровнем моря не более 2000 м;

- температура окружающего воздуха от минус 60°С до плюс 40°С;

- окружающая атмосфера - не взрывоопасная, типа II по ГОСТ 15150-69;

- внешние источники, создающие синусоидальную вибрацию в диапазоне частот 0,5 - 100;

- натяжение провода с силой 500 Н в направлении, перпендикулярном вертикальной оси аппарата при скорости ветра 40 м/с без гололеда и 15 м/с с толщиной льда до 20 мм;

а - рабочее положение - вертикальное.

Для защиты оборудования напряжением 6 кВ выбираются ОПН КР/ТЕL 6/6,9.

Ограничители перенапряжений (ОПН-КР/TEL) предназначены для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений в сетях напряжения 6-10 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц с изолированной или резонансно заземленной нейтралью. ОПН-КР/TEL предназначены для установки в электрических сетях с малой величиной емкостного тока.

Выбор по наибольшему допустимому напряжению.

Наибольшее допустимое напряжение ограничителя должно быть большим, чем величина рабочего напряжения промышленной частоты на выводах ограничителя. При размещении ограничителей в трехфазных сетях местоположение ОПН играет решающую роль: между фазой и землей, между нейтралью трансформатора и землей, между фазами. В зависимости от способа включения ОПН определяется наибольшее напряжение воздействующее на ОПН.

В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов за наибольшее значение напряжения принимается линейное напряжение сети.

Таблица 3.12 - Рекомендации по защите кабельных сетей от дуговых

перенапряжений

Значение емкостного тока сети, А	Меньше 1
Тип ОПН	ОПН-КР 6/6.9 или 10/11.5
Количество ОПН	1 комплект на каждой секции шин
Место присоединения	в шкафу ТН

Условия эксплуатации ОПН-КР/TEL.

ОПН-КР/TEL применяются для внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от -60°С до +45°С на высоте не более 1000 м над уровнем моря (УХЛ 2 по ГОСТ 15150). Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 300 Н от тяжения провода в направлении, перпендикулярном вертикальной оси ОПН-КР/TEL.

По стойкости к механическим воздействующим факторам ОПН-КР/TEL соответствует группе условий эксплуатации М6, ГОСТ 17516.1.

Рабочее положение ОПН-КР/TEL под любым углом к горизонтальной плоскости.

Класс разряда линии - I.

Значение тока взрывобезопасности 20 кА.

4. Релейная защита и автоматика

4.1 Общие понятия о релейной защите

В процессе работы системы электроснабжения могут возникнуть повреждения отдельных ее элементов и ненормальные режимы.

Повреждения в электроустановках чаще всего связаны с нарушением изоляции, обрывом цепей или возникновения коротких замыканий. При этом прекращается питание потребителей, расположенных за местом повреждения. Кроме того, протекание токов короткого замыкания приводит к повышенному нагреву токоведущих частей и аппаратов, снижению напряжения у удаленных потребителей и может явиться причиной нарушения устойчивости работы системы электроснабжения.

Ненормальные режимы обычно приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от допустимых значений. При понижении напряжения и частоты создается опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости системы электроснабжения, а повышение напряжения может привести к повреждению электрооборудования и пробою изоляции.

Таким образом, повреждения нарушают работу электроустановок, а ненормальные режимы создают условия для возникновения повреждений.

Для уменьшения размеров повреждений и предотвращения развития аварий устанавливают релейную защиту, которая представляет собой совокупность автоматических устройств, обеспечивающих отключение поврежденной части сети или электроустановки. При ненормальных режимах релейная защита не отключает поврежденный участок, а только подает сигнал дежурному персоналу либо производит операции, необходимые для восстановления нормального режима.

К релейной защите предъявляются следующие основные требования:

а) Селективность (избирательность), то есть способность релейной защиты отключать только поврежденный участок электрической цепи.

б) Быстродействие, то есть способность защиты отключать поврежденный участок электрической цепи при всех повреждениях за наименьшее возможное время; в случае необходимости ускорения действия защиты допускается ее неизбирательная работа с последующим действием АПВ и АВР.

в) Надежность действия, то есть правильная и безотказная работа релейной защиты при всех повреждениях и ненормальных режимах.

работы элементов, которая обеспечивается применением наименьшего числа устройств с наиболее простыми схемами, наименьшим количеством реле, цепей и контактов.

г) Чувствительность, то есть способность защиты отключать участки электрической цепи, которые она защищает, в самом начале их повреждения; в случае необходимости релейная защита должна действовать при повреждениях на смежных участках. На каждом элементе системы электроснабжения устанавливают обычно основную и резервную защиту. Основная защита предназначена для работы при повреждениях в пределах всего защищаемого участка со временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит. Резервная защита работает вместо основной в случае ее отказа или вывода из работы. Некоторые защиты по принципу действия не работают за пределами первого участка. Для обеспечения резервирования второго участка в этом случае устанавливается дополнительная защита. Обычно защиту выбирают так, чтобы она защищала рассматриваемый и следующий за ним участок сети.

Размещение устройств РЗиА силовых трансформаторов, выключателей 35 кВ и общеподстанционных устройств предусмотрено на нетиповых панелях (релейных шкафах) здания КРУ 6 кВ.

4.2 Источники оперативного тока

Ток, питающий цепи дистанционного управления коммутационной аппаратуры, цепи РЗ, автоматики, телемеханики и сигнализации, называется оперативным. Следовательно, род оперативного тока определяется РЗ, автоматикой, приводами применяемых выключателей и так далее. Следует учитывать и тот факт, что существующая аппаратура защиты и управления на постоянном оперативном токе является более совершенной, чем такая же аппаратура на переменном токе.

При КЗ и ненормальных режимах работы сети напряжение источника оперативного тока и его мощность должны иметь достаточные значения для надёжного отключения и включения соответствующих выключателей и для срабатывания вспомогательных реле защиты и автоматики.

Вследствие наличия на подстанциях и распределительных устройствах большого количества коммутационной аппаратуры следует использовать постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока аккумуляторная батарея. В качестве зарядно-подзарядных устройств для аккумуляторных батарей используют выпрямительные агрегаты.

В качестве источников оперативного тока используются шкафы управления оперативным током (ШУОТ) серии ШУОТ-2403 разработанные и выпускаемые Оренбургским АО «Инвестор». В состав ШУОТ входят: шкаф подзарядного устройства (ПЗУ); шкафы аккумуляторных батарей: для выходного напряжения 230 В - 2шт., для выходного напряжения 115 В - 1шт.

Питающая сеть должна иметь следующие характеристики: напряжение -220, 230, 240, 380, 400, 415, 440 или 660 В; частота - 50 или 60 Гц.

4.3 Релейная защита Sepam 1000 +

В качестве релейной защиты на подстанции № 99 применим терминалы Sepam 1000+.

Sepam 1000+ в полной мере осуществляет функции защиты, контроля и управления, то есть комплекс устройств и оборудования, обычно размещаемых в релейном отсеке ячейки среднего напряжения, заменяется единственным устройством использующим возможности защиты и логические входы для формирования сигналов включения, отключения и индикации сообщений сигнализации.

Sepam 1000+ выполняет основные функции управления и контроля, необходимые для работы электрической сети, снижая, таким образом, потребность в использовании дополнительных реле.

Функции контроля и управления могут быть параметрированы с помощью программного обеспечения SFT 2841, хотя каждый тип Sepam поставляется с предварительно установленными параметрами, которые позволяют легко ввести устройство в эксплуатацию в наиболее распространенных случаях применения.

Sepam 1000+ используется для управления работой выключателей с различными катушками включения и отключения:

выключатели с катушкой отключения при подаче или исчезновении напряжения;

зацепляющие контакторы с катушкой отключения при подаче напряжения.

Функция управления выключателем обслуживает все условия включения и отключения выключателя, основанные на:

- данных о положении выключателя;

- командах дистанционного управления;

- функциях защиты;

- логике программирования, специализированной для каждого вида применения (например, АПВ).

Данная функция также блокирует включение выключателя в соответствии с условиями эксплуатации.

Для устройства Sepam серии 20 необходимо использовать модули MES 108 или MES 114 для того, чтобы иметь все необходимые логические входы.

Переключение групп уставок используется для переключения с одной группы уставок максимальных токовых защит в фазах и на землю на другую группу уставок. Переключение может осуществляться активацией логического входа или через связь.

Отключение, выполняемое тепловой защитой, может блокироваться через логический вход.

Активация логического входа разрешает повторный запуск вращающегося двигателя.

Логическая селективность обеспечивает быстрое селективное отключение реле максимальной токовой фазной защиты и защиты от замыканий на землю как с независимой выдержкой времени, так и с зависимой, без необходимости использования ступеней селективности по времени для защит разного уровня.

Реле защиты нижнего уровня передает сигнал логического ожидания при превышении порога срабатывания защит.

Реле защиты верхнего уровня получает сигнал логического ожидания на логическом входе, используемом для функции блокировки. Механизм сохранения обеспечивает работу защиты в случае повреждения линии блокировки.

Удержание выходных реле может параметрироваться. Команды удержания отключения запоминаются и требуют квитирования для повторного ввода устройства в работу. Квитирование осуществляется либо по месту, с помощью клавиатуры, либо дистанционно, через логический вход или связь. При отключении питания удержание запоминается.

Сигнализация на передней панели Sepam показывает при местной работе появление аварийных сигналов при помощи:

сообщений на дисплее усовершенствованного UMI, представленных на двух языках: на английском языке даются установленные изготовителем заводские, неизменяемые сообщения; эти же сообщения представлены на языке пользователя. Языковая версия сообщений выбирается во время параметрирования устройства;

сигнальных ламп на передней панели. Назначение сигнальных ламп может параметрироваться при помощи программного обеспечения SFT 2841.

Дистанционная сигнализация используется для передачи данных на диспетчерский пункт через линию связи. Может быть получена информация о положении выключателя, аварийных сигналах, сигналах снижения давления элегаза и т.д.

Количество доступных данных зависит от типа Sepam. Все данные, используемые удаленной системой контроля и управления, группируются для доступа к ним за одно считывание.

Обеспечивается дистанционный доступ к следующим значениям величин, измеренным Sepam 1000+:

фазный ток и ток замыкания на землю, максиметры тока;

линейное, фазное и напряжение нулевой последовательности, частота;

активная и реактивная мощность, максиметры мощности, счетчики энергии;

температура;

данные о диагностике выключателей: кумулятивное значение токов отключения, время работы и количество коммутаций, время взвода привода и т.д.;

Вспомогательная информация по эксплуатации машин и оборудования: время пуска двигателя, время работы до отключения по перегрузке, время ожидания после отключения и т.д. Запись 16 команд дистанционного управления импульсного типа происходит:

в прямом режиме;

в режиме SBO (выбор с подтверждением).

Команды дистанционного управления соответствуют различным функциям измерения, защиты и управления и используются в зависимости от типа Sepam.

4.4 Защита и автоматика трансформаторов

Защиты силовых трансформаторов выполнены с использованием следующих терминалов:

а) SEPAM 1 ООО + Т87 реализует функции основных защит и сигнализации:

дифференциальная токовая защита от всех видов КЗ внутри бака трансформатора;

основная МТЗ 35 кВ с пуском по напряжению;

защита от перегрузок на стороне 35 кВ;

блокировка РПН при перегрузке;

прием сигналов газовой защиты трансформаторов, газовой защиты РПН;

прием технологических сигналов трансформаторов (сигналы от датчиков температуры, уровня масла и др.);

прием сигналов отключения ЗНЗ на 1 (2) с.ш. 6 кВ;

измерения;

передачи неисправностей силовых трансформаторов по интерфейсу связи.

б) SEPAM 1000 + Т20 реализует функции резервной защиты с пуском по напряжению стороны 35 кВ трансформатора.

автоматика трансформатора напряжения 35 кВ выполнена с использованием терминала SEPAM 1000 + В21, который реализует функции измерения и контроля неисправностей трансформаторов напряжения;

схема регулирования напряжения трансформатора выполнена с использованием устройства РКТ.01;

схема центральной сигнализации разработана с использованием устройства типа БМСЦ-01.

4.5 Защита и автоматика присоединений 6 кВ

Защита и автоматика присоединений 6 кВ выполнена с использованием следующих терминалов:

a) SEPAM 1000 + S80 - на вводах 6 кВ, который выполняет функции:

максимальная токовая защита (МТЗ) 6 кВ;

защита от перегрузки;

логическая защита шин 6 кВ;

пуск охлаждения силового трансформатора;

отключение от основных защит стороны 35 кВ;

измерения;

однократное автоматическое повторное включение (АПВ);

устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ).

б) SEPAM 1000 + S80 - в шкафу секционного выключателя 6 кВ, выполняющий функции:

МТЗ;

автоматическое включение резерва (АВР);

логическая защита шин 10 кВ;

измерения;

УРОВ.

в) SEPAM 1000 + S40 - в шкафу трансформатора напряжения 6 кВ выполняет функции:

защита минимального напряжения, контроль напряжения на шинах 6 кВ;

автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) 6 кВ;

сигнализация неисправности трансформатора напряжения.

г) SEPAM 1000 + S40 - в шкафу линий 6 кВ выполняет функции:

МТЗ;

токовая отсечка;

логическая защита шин 6 кВ;

измерения;

АПВ;

УРОВ;

отключение при АЧР и выполнение ЧАПВ после возврата АЧР. Управление выключателями 35 и 6 кВ предусмотрено местное от переключателей панелей и релейных шкафов ячеек и дистанционное от устройств телемеханики.

5. Учёт электроэнергии

5.1 Требования к АСКУЭ

Автоматизированная система контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ) предназначена для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, обработки и хранения данных со счетчиков электроэнергии и отображения полученной информации в удобном виде для анализа и диагностики работы учета.

Система коммерческого учета должна включать:

счетчики соответствующего класса точности и функциональности;

устройства сбора и передачи данных (УСПД);

каналы связи;

станции обработки данных (ПК, ЭВМ);

программные средства.

Исходной информацией для АСКУЭ служат данные, получаемые от счетчиков электрической энергии, уставленных на границах раздела участников рынка. Счетчики - важнейший элемент АСКУЭ. Если в предыдущие годы применялись электронные счетчики, которые имели только импульсный выход, то сейчас, когда счетчики уже строятся на базе микропроцессоров и имеют возможность измерять или вычислять множество различных параметров, должны применяться счетчики с цифровыми выходами и возможностью работать с компьютером.

Кроме того, должны иметь цифровые интерфейсы и высокие показатели наработки на отказ, не менее 35 тыс. часов. Применение микропроцессорных счетчиков, с цифровым выходом позволяет решать дополнительные задачи которые обеспечат диагностику системы, позволят контролировать моменты отключения питания, отклонения напряжения, хранить данные профиля нагрузки (30-мин. и 5-мин. интервалы).

Устройства сбора, обработки и передачи данных (УСПД) предназначены для сбора, обработки, хранения данных, собранных со счетчиков электроэнергии и передачи их на верхний уровень. На базе УСПД строятся локальные (объектовые) системы.

Организация надежных каналов связи - одна из самых важных задач, которую приходится решать при построении систем АСКУЭ. Точки учета, как правило, удалены друг от друга. А информацию от счетчиков необходимо передать не только в УСПД, но и во многие подразделения самого предприятия, в АОЭнерго, администратору торговой системы, туда, где производятся расчеты за электроэнергию.

Существующие в настоящее время системы сбора информации от субъекта в центр построены на иерархическом принципе. Со счетчика списываются показания, а дальше информация передается по цепочке: Подстанция - АОЭнерго (Энергосбыт) - ОДУ - ЦДУ. В процессе передачи по такому принципу информация может искажаться. Ручной ввод и обработка данных также, в конечном счете, влияет на точность и достоверность передачи коммерческих данных.

Сейчас прорабатывается такая система сбора информации, которая позволит субъекту рынка передать данные непосредственно в главный центр сбора и обработки информации.

Целью АСКУЭ субъекта оптового рынка является измерение объемов (количества) электроэнергии, позволяющее определить величины учетных показателей используемые в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.

Для достижения указанных целей АСКУЭ должна обеспечить:

измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, характеризующих оборот товарной продукции;

периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому астрономическому времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета;

хранение данных об измеренных величинах и служебной информации в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;

передачу коммерческой и контрольной информации Администратор торговой системы;

предоставление доступа по спорадическому запросу к коммерческой служебной информации со стороны Администратора торговой системы на уровне ИВКЭ и, по возможности, ИИК ТУ;

предоставление доступа к технической информации со сторон Администратора торговой системы на уровне ИВК;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом уровне посредством опломбирования, а также на программном уровне;

диагностику, мониторинг и сбор статистики ошибок функционирования технических средств АСКУЭ;

регистрацию, мониторинг событий в АСКУЭ на уровне ИВК (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты, сбоев и др.);

- конфигурирование и настройка параметров АСКУЭ.

При создании АСКУЭ субъекта оптового рынка необходимо учитывать, что должна быть предусмотрена возможность доступа к информации тем субъектам оптового рынка, которые в ней заинтересованы (соседние субъекты оптового рынка, Администратор торговой системы).

5.2 Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02

Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02, трансформаторного включения предназначены для учета активной и реактивной электрической энергии как прямого, так прямого и обратного направления в трех и четырехпроводных сетях переменного тока с напряжением 3•57,7/100 В или 3•120...230/208...400 В, частотой 50 ± 5% Гц, номинальным (максимальным) током 5 (7,5) А или 1 (1,5) А.

Счетчики СЭТ-4ТМ.02 являются двухпроцессорными цифровыми приборами, построенными по принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов.

По измеренным значениям активной и реактивной мощности формируются импульсы телеметрии на четырех импульсных выходах счетчика, и наращиваются регистры текущих значений накопленной энергии и регистры средних мощностей для построения графиков нагрузок по каждому виду энергии и направлению. Эти регистры доступны для считывания управляющему микроконтроллеру (МК) по последовательному каналу связи.

МК управляет работой устройства индикации с целью отображения измеренных данных. Режим индикации может изменяться посредством кнопок клавиатуры управления, через интерфейс RS-485 или оптопорт.

Счетчики позволяют сохранять в энергонезависимой памяти с последующим просмотром на индикаторе учтенной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления (только прямого направления для однонаправленных счетчиков):

- всего от сброса показаний;

- за текущий и предыдущий год;

за текущий и предыдущий месяц;

за текущие и предыдущие сутки.

Счетчики позволяют измерять и отображать на индикаторе:

активную, реактивную и полную мгновенную мощность с учетом направления и коэффициента трансформации по напряжению и току (время интегрирования 1 с) как по каждой фазе сети, так и суммарную по трем фазам;

величины фазных напряжений по каждой фазе сети;

величины фазных токов в каждой фазе сети;

коэффициент мощности по каждой фазе сети (cos );

частоту сети;

- текущие время, дату и температуру внутри счетчика;

- коэффициент искажения синусоидальности кривой фазного напряжения по каждой фазе сети.

Счетчики обеспечивают возможность программирования и перепрограммирования через интерфейс RS-485 или оптопорт.

Счетчики обеспечивают возможность считывания через интерфейс RS-485 и оптопорт следующих параметров и данных:

учтенной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления: всего от сброса показаний, за текущий/предыдущий год, за текущий и каждый из 11 предыдущих месяцев, за текущие/предыдущие сутки по 8 тарифам в 12 тарифных зонах;

текущих значений активной и реактивной энергии прямого и обратного направления по текущему тарифу;

указателя текущего тарифа;

времени интегрирования мощности для построения графиков нагрузок;

средних значений активной и реактивной мощностей прямого и обратного направления за время интегрирования для построения графиков нагрузок;

текущих значений активной и реактивной средней мощности прямого и обратного направления для построения графиков нагрузок;

текущего указателя массива графиков нагрузок;

текущего времени и даты;

серийного номера счетчика и даты выпуска;

сетевого адреса;

коэффициента трансформации по напряжению и току;

времени перехода с «летнего» времени на «зимнее», с «зимнего» времени на «летнее» и флага разрешения/запрета автоматического перехода;

тарифного расписания и расписания праздничных дней;

времени наступления событий;

температуры внутри счетчика;

частоты сети;

мгновенных значений активной, реактивной и полной мощности со временем интегрирования 1 с по каждой фазе и по сумме трех фаз с указанием квадранта, в котором находится вектор полной мощности;

фазных напряжений, токов, коэффициентов мощности и коэффициентов искажения синусоидальности кривой фазных напряжений;

версии программного обеспечения счетчика;

слова состояния счетчика;

программируемых флагов;

варианта исполнения и режима индикации;

зафиксированных данных вспомогательных режимов измерения по широковещательному запросу (времени фиксации, учтенной энергии «всего от сброса» (активной и реактивной, прямого и обратного направления) по сумме тарифов, мгновенных значений активной, реактивной и полной мощности по каждой фазе и по сумме фаз, фазных напряжений, токов, частоты сети, коэффициентов мощности и коэффициентов искажения синусоидальности кривой фазных напряжений;

программируемых параметров измерителя качества электричества (номинального напряжения, времени усреднения, верхней и нижней границы установившегося отклонения фазных напряжений и частоты сети).

Счетчики, выпускаются в нескольких модификациях, отличающихся диапазоном рабочих температур, классом точности, номинальным напряжением, номинальным током и числом направлений измерения энергии.

Таблица 5.1 - Технические характеристики СЭТ-4ТМ.02

Параметры	Значение
Класс точности активная/реактивная энергия	0,2s/0,5; 0,5s/0,5; 0,5s/100
Номинальное напряжение, В	3x57,7/100 или 3x120...230/208...400
Номинальная сила тока, А	1 или 5
Максимальная сила тока, А	1,5 или 7,5
Частота в сети, Гц	50±2,5
Порог чувствительности, мА	1 или 5
Количество тарифов	8
Количество импульсных выходов (общий плюс)	4
Скорость обмена, бод
с битом контроля нечетности и без него	1200;2400
программируемая	4800;9600
Сохранность данных при перерывах питания, лет
постоянной информации (EEPROM)	100
оперативной информации (литиевая батарея)	10
Межповерочный интервал, лет	6
Параметры	Значение
Средняя наработка счетчика до отказа, час	55000
Средний срок службы счетчика до капитального ремонта, лет	30
Установленный и предельный диапазон рабочих температур, °С
СЭТ-4ТМ.02.0	от -20 до +55
СЭТ-4ТМ.02.2	от-40 до+55
Класс исполнения	IP51
Масса счетчика, кг	не более 1.5
Гарантийный срок эксплуатации, лет	3
Габаритные размеры, мм	325x170x77

5.3 АСКУЭ «Спрут»

На подстанции для сбора информации со счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02, установленных на всех присоединениях, и передачи данных АСКУЭ на диспетчерский пульт предусматривается контроллер «Спрут».

УСПД состоит из модулей ICP DAS, размещаемых в металлическом корпусе. Сопряжение со счетчиками осуществляется по интерфейсу RS-485 кабелем КИПЭВ 2x2x0,6. Шкаф с УСПД АСКУЭ «Спрут» монтируется на панели телемеханики подстанции. Для подключения контроллера к канальному оборудованию предусмотрено устройство преобразования сигналов УПСТМ-02.

Электропитание контроллера АСКУЭ переменным током напряжением 220 В осуществляется от источника электропитания аппаратуры связи.

Автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности и контроля качества электроэнергии (АСКУЭ) «Спрут» разработана Нижневартовскими Электросетями, г. Нижневартовск. АСКУЭ основана на использовании технологий:

программного считывания данных из многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии, оснащенных цифровыми каналами;

сохранения и предоставления данных, по архитектуре клиент - сервер на основе SQL запросов;

предоставления данных в локальной сети на соответствующих автоматизированных рабочих местах;

предоставления данных в интрасети или в Internet через WEB - сервер приложений по принципу «тонкий клиент»;

получения и передачи данных по электроэнергии и мощности по ОРС - стандарту для автоматизированных технологических систем, поддерживающих соответствующие ОРС-спецификации (большинство SCADA-систем).

АСКУЭ «Спрут» представляет собой современную автоматизированную информационную систему, имеющую архитектуру, адаптируемую под конкретные условия эксплуатации. Она позволяет вести многотарифный учет потребления электрической энергии на крупных объектах, имеющих в своем составе интеллектуальные счетчики электрической энергии или другие первичные датчики с интерфейсами связи по спецификации EIA RS-485 , RS232, токовая петля.

АСКУЭ обеспечивает автоматический режим работы без обслуживающего персонала на уровне объекта энергоучета. АСКУЭ находится в постоянном развитии. Ее структура и метрологические характеристики позволяют осуществлять коммерческий и технический учет энергоресурсов типа электрической энергии, тепла, воды и газа, а также обеспечивать другие сервисные функции, представляющие интерес в народном хозяйстве.

Организация АСКУЭ «Спрут» -- многоуровневая иерархическая архитектура системы сбора и передачи информации (рисунок 5.1).



Рисунок 5.1 - Организация АСКУЭ «Спрут»

АСКУЭ «Спрут» имеет радиально кольцевую архитектуру с возможностью приема и передачи информации с неограниченного количества объектов. Каждый объект обеспечивает прием и передачу информации до 999 электрических счетчиков или других датчиков.

При приеме и передаче информации в пределах объекта используются интерфейсы связи RS-485 , RS232, токовая петля.

Счетчики электрической энергии или другие датчики, имеющие в своем составе интерфейс RS-485, объединяются двухпроводными линиями связи в сегменты. Один сегмент может включать до 255 счетчиков и иметь длину линий связи до 1200 м. Подключение счетчиков к линиям связи осуществляется в соответствии с «Руководством по эксплуатации» на каждый тип счетчика. Перед подключением в каждом из счетчиков в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации» должен быть установлен уникальный адрес, пароли доступа, скорость обмена информацией, установлено время и определены условия учета летнего/зимнего времени.

Принципиальная электрическая схема подключения счетчиков в сегментах представлена на рисунке 5.2. Сопротивление каждого согласующего резистора R должно совпадать с волновым сопротивлением применяемого кабеля (от 100 до 120 Ом). Тип кабеля выбирается исходя из следующих критериев:

выбранная максимальная скорость обмена информацией;

максимальная протяженность линии связи.

Рисунок 5.2 - Схема сегмента

При этом устанавливается минимальное напряжение сигнала Uo на входе самого удаленного приемника информации относительно активного передатчика равное 1 В и допустимый уровень искажений сигнала d на входе самого удаленного приемника равный 10 %.

К ветви счетчиков АСКУЭ «Спрут» возможно подключение для локального считывания данных переносного компьютера типа NoteBook (при отсутствии каналов связи), а для удаленного - телефонного, радио или ВЧ-модема для приема или передачи информации в информационный центр энергоучета.

Подключение осуществляется к преобразователю интерфейсов ПИ (при необходимости) в соответствии со стандартом EIA RS-232. Максимальное удаление информационного центра энергоучета от сегмента нижнего уровня определяется характеристиками используемых каналов связи и модемов.

Принцип работы источников и приемников информации в АСКУЭ «Спрут» должен удовлетворять логике работы с одним активным источником информации в каждый момент времени.

Информация передается пакетами. Максимальная длина пакета не превышает 128 байт. В пакетах контролируется достоверность информации по биту четности каждого передаваемого байта и по контрольной сумме пакета. В случае обнаружения ошибки информация запрашивается повторно до получения безошибочных данных. Периодичность приема или передачи информации определяется оператором.

АСКУЭ «Спрут» обеспечивает выполнение следующих функций:

получение данных от счетчиков электрической энергии с объектов, имеющих оборудование АСКУЭ «Спрут» в автоматическом режиме по расписанию и в режиме спорадического опроса по командам эксплуатационного персонала с занесением требуемой информации в базу данных;

получение данных от счетчиков с объектов, не имеющих оборудования АСКУЭ «Спрут», путем считывания данных непосредственно со счетчиков (отдельный клеммник), используя портативный компьютер типа NoteBook, дооснащенный модулем PCMCI с интерфейсом RS485 или используя конвертор RS232-RS485. Передача данных через HOST-компьютер в единую базу данных производится посредством передачи защищенных файлов с физических носителей - дискет.

В случае неисправностей на каналах связи данные со счетчиков объектов могут быть получены после устранения неисправностей путем повторного опроса счетчиков объекта. Или непосредственно на объекте со счетчиков, используя портативный компьютер типа NoteBook, дооснащенный модулем PCMCIA с интерфейсом RS485 или используя конвертор RS232-RS485.

Синхронизация по времени всех счетчиков с обеспечением плавной коррекции текущего календаря и времени для каждого счетчика. Измерение и обработка данных:

потребление активной и потребление и выдача реактивной энергии на любых временных интервалах (текущим расходом и нарастающим итогом) за заданные интервалы и за определенный период по отдельным присоединениям, заданным группам присоединений и по предприятию в целом;

средние (получасовые) значения мощности в часы максимумов нагрузки за заданный период по отдельным присоединениям, заданным группам присоединений и по предприятию в целом;

трехминутные (или другие произвольные) приращения энергии в часы максимумов нагрузки за заданный период по отдельным присоединениям, заданным группам присоединений и по предприятию в целом для оперативного контроля электропотребления;

формирование данных для расчета режимов потребления электроэнергии и мощности, исполнения договоров на потребление и снабжение электроэнергией;

формирование информации по электроэнергии и мощности для коммерческих расчетов с поставщиками и потребителями, баланса по электроэнергии и мощности по основным узлам контроля, отчетной информации для соответствующих вышестоящих уровней, информации для статистической отчетности и для анализа потребления электроэнергии и мощности по узлам, основным группам потребления; получение информации о состоянии счетчиков из оперативно запрашиваемой диагностической информации;

получение информации о параметрах качества электроэнергии со счетчиков СЭТ, приборов качества;

хранение данных;

отображение данных;

печать отчетных форм.

Передача отчетной информации в смежные АСКУЭ «Спрут» может быть осуществлена несколькими способами: передачей отчетов, передачей файлов формата *.met, через посредство шлюза корпоративных вычислительных сетей на уровне баз данных. Передача данных для систем АСУТП через ОРС-сервер доступа к БД АСКУЭ «Спрут».

АСКУЭ «Спрут» обеспечивает защиту от несанкционированного доступа к аппаратуре и информации путем применения системы многоступенчатого доступа к текущим данным и параметрам настройки системы (механические пломбы, уникальные адреса, индивидуальные многоуровневые пароли и программные средства защиты файлов и баз данных). Может контролироваться доступ к отдельному счетчику при помощи «электронной» пломбы (при условии оснащения счетчика таковой).

Метрологические характеристики первичных данных по энергии и мощности, сохраняемых в базе данных АСКУЭ «Спрут», определяются метрологическими характеристиками ТТ, ТН и счетчиков электрической энергии, которыми комплектуется система.

Вспомогательные программно-технические средства, не являющиеся средствами измерения, а обеспечивающие транспортировку данных, влияют только на устойчивость и надежность связи и их свойства не отражаются на метрологических параметрах.

Предел допускаемой основной погрешности по времени в каждой точке учета относительно коммуникационного сервера не превышает:

при наличии связи со счетчиком и ежедневной коррекции времени -5с/сутки;

при отсутствии возможности ежедневной связи со счетчиком и ежемесячной коррекции времени- 2,5 мин/месяц.

Время коммуникационного сервера (HOST - компьютера) корректируется по сигналам спутниковой системы навигации с помощью GPS -приемника или другого источника точного времени.

6. Определение экономической эффективности проекта

Эффективность проекта будет связываться с эффективностью капитальных вложений в предлагаемые мероприятия:

замена масляных выключателей на вакуумные выключатели;

замена вентильных разрядников на ОПН.

Подсчитаем годовой эффект от предлагаемых мероприятий по конструкции системы электроснабжения.

6.1 Сравнение показателей экономической эффективности проекта

Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта. Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.

При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками. Т.е. передаваемая мощность, а следовательно, и потери энергии, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.

Целесообразность замены или модернизации старой техники определяется годовым экономическим эффектом, полученным от внедрения новой техники:

Э_нт = З_ст - З_нт, (6.1)

где Э_нт - годовой экономический эффект внедрения новой техники;

З_ст - годовые затраты при использовании старой техники;

З_нт - годовые приведенные затраты при использовании новой техники;

С_нт - текущие эксплуатационные расходы при новой технике.

Так как к вопросам внедрения новой техники предъявляются повышенные требования ее более быстрой окупаемости, то нормативный

срок окупаемости устанавливается в пределах 5-7 лет, а минимальное значение коэффициента эффективности Е_н принимается равным 0,15.

Капиталовложения К в проект определяются по сметной стоимости объектов оптимизации, приведенной в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Сметная стоимость реконструкции

№ п/п	Оборудование	Кол-во, шт.	Цена за единицу, руб.	Всего, руб.
1	Вакуумный выключатель ВР35НТ	5	165250	826250
2	Вакуумный выключатель BB/TEL-6-12,5	11	93650	1030150
3	Ограничитель перенапряжение ОПН-У-35	2	14430	28860
4	Ограничитель перенапряжение ОПН-КР/TEL 6/6,9	4	3079	12316
Всего	1897576
Монтаж и наладка (10%)	189757,6
Итого	2087333,6

В связи с тем, что часть сооружений подстанций были построены ранее и при реконструкции не затрагивались, их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается.

Годовые эксплуатационные издержки С состоят из стоимости потерь электроэнергии в трансформаторах С_пт и эксплуатационных отчислений С_э и определяются по формуле:

С = С_пт + С_э. (6.2)

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах остаются неизменными до и после реконструкции, т.к. трансформатор остался тот же. Стоимость эксплуатационных отчислений С_э определяется по формуле:

С_э=р_?• К, (6.3)

где р_?=р_а+р_ро - отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание, соответственно, о.е./год. В среднем по КТП на вновь установленное оборудование отчисления на амортизацию, на ремонт и обслуживание составят 5 %.

Годовые эксплуатационные издержки С_э составят:

С_э = 2087333,6 • 0,05 = 104366,68 руб.,

Годовые эксплуатационные издержки на старое оборудование по оценке экономического отдела:

- замена или пополнение дугогасящей среды (209350 руб.);

- техническое обслуживание (194355 руб.);

- текущий ремонт (133650 руб.);

- средний ремонт (68800 руб.);

- капитальный ремонт (207905 руб.).

Общая сумма затрат составляет 814060 руб., тогда:

З_ст = 814060 руб.,

Годовой экономический эффект от реконструкции:

Э_нт = 814060 - 104366,68 = 709693,32 руб.

6.2 Определение экономической эффективности реконструкции

Эффективность инвестиционного проекта будет связывать с эффективностью капитальных вложений в реконструкцию системы электроснабжения.

Для адекватной оценки эффективности инвестиционного проекта необходимо определить на сколько будущее поступление оправдают нынешние затраты.

Соответствующие затраты и результаты, инвестиционного проекта распределены на значительном отрезке времени и поэтому неравноценны, так как затраты в более поздние сроки предпочтительней аналогичных затрат в более ранний период. Это объясняется экономическими потерями, обусловленными не использованием вложенных средств в альтернативных вариантах применения, а также потерями от инфляции

Чтобы привести результаты и затраты к началу процесса инвестирования в современных экономических оценках учитывают фактор времени (дисконтирование).

Дисконтирование (процесс приведения разновременных доходов и расходов, осуществляемых в рамках инвестиционного проекта, к единому моменту времени).

На основе дисконтирования рассчитываются следующие показатели:

1) Чистая текущая стоимость инвестиционного проекта (ЧТС) - представляют собой разницу между суммой денежного потока результатов от реализации проекта и суммы денежного потока инвестиционных затрат, вызванных получением данных результатов.

2) Индекс доходности по проекту (ИД) - представляет собой размер дисконтированных результатов, приходящихся на единицу инвестиционных затрат.

3) Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой норму доходности к которой чистая дисконтированная стоимость проекта принимает чисто нулевое значение.

4) Срок окупаемости представляет собой период времени, в течение которого получаемые результаты покрывают инвестиционные затраты.

Базой для расчета основных показателей эффективности капитальных вложений служит поток наличности (ПН) за определенный период.

Чистая текущая стоимость (дисконтирования) будет рассчитываться на

каждый год по формуле:

ЧТС_t=ПН_t•a_t, (6.4)

где ПН - поток наличности в t-м году;

a_t - коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода.

, (6.5)

где Е = 0,15 - коэффициент эффективности капитальных вложений или цена авансированного капитала, определяемый ставкой банковского процента по долгосрочным депозитам;

t_p - расчетный год.

Поток наличности за каждый год определяется по выражению:

ПН_t = Э_t - H_t - K_t + A_t, (6.6)

где Э_t = 709693,32 руб. - экономический эффект.

Н_t - налоги, уплаченные предприятием с имущества и прибыли;

K_t - капитальные вложения в инвестиционный проект;

A_t - амортизационные отчисления.

Определим показатели экономической эффективности проекта. В качестве K_t принимаем капитальные затраты на реконструкцию системы электроснабжения, т.е. K_t = 2087333,6 руб.