Осуществим проверку по тепловому импульсу за время протекания тока КЗ до момента срабатывания основной защиты и выключателя.

Так как , то - длительность апериодической составляющей тока КЗ, следовательно, расчет теплового импульса можно произвести по току , в предположении, что переходный процесс длится всего 0,067 с. Учитывая, что для сечения 50 мм2, имеем

;

Для сечения 70 мм2 имеем

.

Таким образом, можно оставить сечения кабельных линий без изменения в уверенности, что кабели удовлетворяют условию термической устойчивости к токам КЗ.

8.3 Трансформаторы тока

Трансформаторы тока выбираются:

- по напряжению;

- по току. Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки трансформатора тока приводит к увеличению погрешностей. Иногда приходится завышать номинальный ток первичной обмотки по условию электродинамической стойкости. Если это приводит к недопустимой для расчетных счетчиков погрешности, то в цепях линий 6-10 кВ ток не завышают, т. е. устанавливают трансформаторы тока динамически нестойкие. В цепях силовых трансформаторов в этом случае приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на низшей стороне;

- по электродинамической стойкости или , где - кратность электродинамической стойкости по каталогу. Встроенные и шинные трансформаторы тока на электродинамическую стойкость не проверяются;

- по термической стойкости ;

- по вторичной нагрузке , где - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности; - вторичная нагрузка, где - сопротивление присоединенных приборов ; - сопротивления контактных соединений, равное 0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 при большем числе приборов.

Чтобы выполнить условие , сопротивление проводов должно быть , тогда сечение проводов



где - удельное сопротивление материала провода (для медных алюминиевых - ); - при соединении трансформаторов тока в полную звезду; - при соединении в неполную звезду; - длина провода, соединяющего трансформатор тока и прибор в один конец, м.

Расчет мощности приборов, включаемых в трансформаторы тока приведен в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Расчет мощности приборов

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка, В·А
		Фаза А	Фаза С
Амперметр	Э-378	0,1	-
Ваттметр	Д-585	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	САЗУ-И670	2,5	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРЗУ-И673	2,5	2,5
Итого:	5,6	5,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на фазу А, по ней и произведем выбор трансформаторов тока. По току вводного выключателя можно было бы принять к установке трансформатор тока ТЛМ-10-1000/5 с двумя обмотками, первая, номинальной мощностью и классом точности 0,5, предназначена для включения измерительных приборов, вторая, номинальной мощностью и класса точности 10 - для включения средств релейной защиты. Для повышения точности измерения во вводной ячейке можно установить трансформаторы тока типа ТЛМ-10-800/5 с двумя обмотками той же мощностью.

Трансформаторы устанавливаем в фазы А и С по схеме неполной звезды. Допустимая мощность, теряемая в соединительных проводах, определяется по формуле

(8.4)

где I2 - вторичный ток трансформатора тока.

Принимаем длину соединительных проводов, равную 3 м, тогда

м.

Сопротивление приборов

.

Если принять сопротивление контактов , то сечение проводов

мм2.

Расчетное сечение проводов удовлетворяет требованиям минимально допустимого сечения по механической прочности, равного 1-2,5 мм2. Принимаем ближайшее стандартное большее сечение проводов из алюминия, равное 1,5мм.

Выбор трансформаторов тока приведен в таблице 8.4.

Выбор трансформаторов тока на секционном выключателе производим аналогично (таблица 8.5).

противоаварийный водоснабжение насосный электроприемник

Таблица 8.4 - Условия выбора ТТ на вводных выключателях 10 кВ РП

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ? Uр
Iн, А	715,4	800	Iн ? Iр
S2ном, В·А	5,6	10	S2ном ? S2р
Iд.с., кА	36,22	100	Iд.с?iу
Iт.с., кА	11,5	26	?

Таблица 8.5 - Условия выбора трансформаторов тока секционного выключателя 10 кВ РП

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ? Uр
Iн, А	357,7	600	Iн ? Iр
S2ном, В·А	3,1	10	S2ном ? S2р
Iд.с., кА	36,22	100	Iд.с?iу
Iт.с., кА	11,5	26	?

Проведя аналогичные расчеты и проверку расчетных и каталожных данных, выбираем трансформаторы тока для всех остальных ячеек.

При выборе трансформаторов напряжения следует учесть, что в установках 6, 10, 35 кВ они используются для включения измерительных приборов и для включения средств сигнализации и защиты от замыканий на землю. Этим условиям отвечают трансформаторы напряжения типов ЗНОМ, ЗНОЛ, НТМИ, НКФ, НАМИ.

8.4 Трансформаторы напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают:

- по напряжению;

- по вторичной нагрузке , где - номинальная мощность в выбранном классе точности; - нагрузка всех измерительных приборов и реле.

Выбираем трансформатор напряжения типа НТМИ.

К трансформатору напряжения присоединим по восемь счетчиков активной и реактивной мощности, два вольтметра.

Нагрузка этих приборов составит

,

,

Условия выбора трансформаторов напряжения приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 - Условия выбора трансформаторов напряжения НТМИ

Параметр	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uн, кВ	10	10	Uн ? Uр
S2ном, В·А	169,7	200	S2ном ? S2р

Для защиты трансформаторов напряжения принимаем предохранители типа ПКН001-10УЗ.

8.5 Выбор КРУ

Для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты, равной 50 Гц, напряжением 10 кВ принимаем к установке комплектные распределительные устройства серии К-63. КРУ серии К-63 применяются в качестве распределительных устройств 6-10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные ТП, для электрических сетей промышленности, электрических станции и электрификации железнодорожного транспорта. Шкафы КРУ серии К-63 предназначены для работы внутри помещения с климатическим исполнением УЗ - ГОСТ 15150-69; атмосферный тип II по ГОСТ 15150-69 (примерно соответствует атмосфере промышленных районов).

Технические данные, основные параметры и характеристики КРУ серии К-63 приведены в таблице 8.7.

Таблица 8.7 - Технические данные К-63

Параметры	Значение параметров
1 Номинальное напряжение, кВ	10
2 Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
3 Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ, А	1000
4 Номинальный ток сборных шин, А	2000
5 Ток термической стойкости при времени протекания 3 с, кА	31,5
6 Ток электродинамической стойкости главных цепей КРУ, кА	81
7 Уровень изоляции	Нормальная изоляция, уровень Б
8 Вид изоляции	Воздушная
9 Вид линейных высоковольтных присоединений	Кабельные

Для питания цепей управления, сигнализации, автоматики и защиты на РП применяем источники выпрямленного тока. Стабилизированные источники питания БПНС-1 и БПТ-1002 используем для питания цепей защиты, автоматики и управления. Для цепей сигнализации используем нестабилизированные блоки типа БПН-1002. Защиту оперативных цепей при КЗ осуществляем автоматическими выключателями. Питание схем управления выполняем отдельно от схем защиты, сигнализации и оперативной блокировки.

В ответственных цепях, где нарушение целостности цепей питания может привести к отказу или ложному срабатыванию защиты и автоматики устанавливаем выключатели с блокировкой на сигнал.

Сигнал о неисправности в цепях питания оперативного тока выводим дежурному персоналу.

9. Расчет показателей качества электроэнергии

Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяются государственным стандартом (ГОСТ-13109-97 Электрическая энергия. Требования к качеству энергии в электрических сетях общего назначения) на основные и дополнительные.

К основным относят 11 показателей: отклонение напряжения , размах изменения напряжения , дозу Фликера Рt (является интегральной характеристикой колебаний напряжения, вызывающих у человека накапливающуюся усталость за установленный период времени от раздражений мигания света; в действующих электрических сетях этот показатель вводится по мере их оснащения соответствующими измерительными приборами), коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения , коэффициент n - й гармонической составляющей напряжения , коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности , коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности , отклонение частоты , длительность провала напряжения , импульсное напряжение , коэффициент временного перенапряжения .

При определении значений некоторых ПКЭ используют следующие вспомогательные параметры электрической энергии:

- частоту повторения изменений напряжения;

- интервал между изменениями напряжения;

- глубину провала напряжения;

- частоту появления провалов напряжения; длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды;

- длительность временного напряжения.

Значения ПКЭ в нормальном и послеаварийном режимах работы электрической сети не должны выходить за пределы максимальных значений, указанных в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Нормируемые значения ПКЭ

Основные ПКЭ	Нормальное	Максимальное
1 Отклонения напряжений , % в эл. сети напряжением до 1 кВ 6-10 кВ
2 Размах напряжения ,% на входах осветительных установок	В соответствии ГОСТ 13109-97
3 Доза Фликера Рt, % , не более, в эл. сети, к которой присоединены лампы: - накаливания в помещениях со значительным напряжением зрения; - накаливания в остальных помещениях; - люминесцентные;	- - -	0,013 0,034 0,079
4 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения%, более, в эл. сети напряжением до 1 кВ 6-10 кВ 35 кВ 110 кВ и выше	5 4 3 2	10 8 6 4
5 Коэффициент гармонической составляющей напряжения Ku(n) нечетного (четного) порядка, %, не более, в электрической сети, напряжением: до 1 кВ; 6 - 20 кВ; 110 кВ и выше	- - -
6 Коэффициент обратной последовательности ,%, и более:	2	4
7 Коэффициент нулевой последовательности , не более:	2	4
8 Отклонение частоты, f, Гц
9 Длительность провала напр. tn
10 Импульсное напряжение U, В, не более.	Устанавливается для переходного режима в соответствии с ГОСТ 13109-97

При этом в течение не менее 95 % времени каждых суток для нормального режима работы электрической сети ПКЭ не должны выходить за пределы нормальных значений.

В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от +0,5 Гц до - 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 часов.

В аварийных режимах допускается кратковременный выход ПКЭ за допустимые пределы: снижение напряжения до нулевого уровня и отклонение частоты от ±5 Гц с последующим их восстановлением до значений в послеаварийных режимах.

Произведем расчет потерь напряжения в кабельных линиях (предварительный расчет потерь напряжения был произведен при выборе схемы электроснабжения насосных):

Для кабельной линии: ;

тип кабеля 2АпвВнг3х185;

;

;

; (9.1)

;

, (9.2)

Произведем расчет потерь напряжения для нормального и послеаварийного режимов работы, при котором вся нагрузка предприятия питается от одной кабельной линии то есть, ; ; .

Потери мощности на участке КЛ в послеаварийном режиме работы сети

(9.3)

(9.4)

Мощность начала звена

(9.5)

.

Напряжение на приемном конце линии

(9.6)



Модуль напряжения

(9.7)

КПД линии

Коэффициент мощности приемного конца линии

(9.8)

.

Угол сдвига между напряжениями передающего и приемного конца линии

(9.9)

.

Продольная составляющая потерь передачи (0,9 %). Поперечная составляющая потерь всей электропередачи (0,54 %).

Суммарные потери напряжения в передаче составляют 0,114 кВ (1,037%), что допустимо. Расчет ПКЭ для нормального и послеаварийного режима работы схемы электроснабжения предприятия, показывает, что требования ГОСТ-13109-97 соблюдаются в нормальном и послеаварийном режимах.

10. Релейная защита и автоматика

10.1 Выбор видов РЗ

Для защиты электрооборудования в схеме электроснабжения применяем устройства релейной защиты, предназначенные для [9]:

а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической схемы с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, применяют действие защиты только на сигнал;

б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы; в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Ввиду большой ответственности устройств релейной защиты применяем только проверенные опытом типовые схемы защиты.

При выборе средств релейной защиты руководствуемся следующими требованиями к устройствам: селективностью (автоматическим отключением только поврежденного участка); чувствительностью (действием защиты при минимально возможном токе КЗ в системе); быстродействием (минимально возможным временем срабатывания); надежностью (четким действием всех элементов схемы защиты в течение расчетного времени, в качестве которого принимают время между очередными плановыми проверками).

Для обеспечения надежности применяют высококачественные и надежные реле и другие аппараты РЗиА, выполняют более простые схемы защиты с возможно меньшим числом реле, контактов, цепей. Для защиты установленного электрооборудования применяем следующие виды защит, устанавливаемые в соответствии с ПУЭ гл 13.1.

Выбор объема релейной защиты приведен в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Выбор объема релейной защиты

Вид оборудования	Вид повреждения	Вид защиты
Трансформаторы ТП ТМ-630/10	Многофазные КЗ в обмотках трансформаторов и на его выводах	Токовая отсечка
	Витковые замыкания и другие повреждения внутри кожуха трансформатора	Реле давления
	Внешние КЗ	МТЗ
	Перегрузка	МТЗ на сигнал
Электродвигатели	Сверхтоки перегрузки	МТЗ
	Снижение напряжения	Защита минимального напряжения
	Асинхронный ход (для СД)	Защита от асинхронного хода
	Многофазные КЗ в двигателях и на его выводах	Токовая отсечка. Продольная дифференциальная защита (если токовая отсечка не отвечает требованиям чувствительности)
Кабельные линии	Замыкание на землю	МТЗ нулевой последовательности с действием на сигнал

10.2 Расчет релейной защиты АД

Произведем расчет уставок срабатывания защиты от многофазных замыканий (токовой отсечки) асинхронного двигателя (АД) номинальной мощностью 800 кВт.

Ток срабатывания защиты двигателя, выполненной на основе электромагнитного реле типа РТ-40, определяется из условий отстройки от максимального значения пускового тока. Первичный ток срабатывания определяется по формуле:

(10.1)

где - коэффициент надежности; - пусковой ток двигателя.

.

Ток срабатывания реле

(10.2)

где - коэффициент схемы для соединения обмоток трансформаторов тока по схеме «звезды» или «неполной звезды»;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

.

Коэффициент чувствительности

(10.3)

Уставку защиты от перегрузки (максимальная токовая защита) определим как

, (10.4)

где - коэффициент надежности;

- коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле

(10.5)

Коэффициент чувствительности

(10.6)

Для электродвигателя предусматриваем защиту с независимой от величины тока характеристикой выдержки времени с помощью реле тока РТ-40 и реле времени ВЛ-34.

Расчет тока однофазного замыкания на землю в сети 10 кВ допускается выполнять по упрощенной методике, согласно которой

(10.7)

Так как ток замыкания на землю менее 5 А, то защиту выполняем с действием на сигнал.

11 Специальная часть. Технологии SMART POWER GRID и перспективы их применения

11.1 Что такое технология SMART

Технология SMART - Self - Monitoring, Analysis and Reporting Technology (от англ. "Технология Самодиагностики, Анализа и Отчета") - была создана для повышения надежности работы и сохранности данных о состоянии оборудования. В большинстве случаев, применение SMART-технологии позволяет предсказать появление наиболее вероятных ошибок в работе устройств и, тем самым, дают возможность персоналу своевременно выполнить необходимые действия по выводу оборудования из работы для предотвращения аварийной ситуации и/или полной его замены до выхода из строя.

SMART-система производит наблюдение за основными характеристиками оборудования, каждая из которых получает оценку. Характеристики можно разбить на две группы:

1) параметры, отражающие процесс естественного старения оборудования (количество циклов включения-отключения);

2) текущие параметры оборудования (объем и давление элегаза).

Следует отметить, что оборудование само не может сообщить о своем состоянии посредством технологии SMART, для этого существуют специальные программы. Таким образом, использование технологии SMART немыслимо без двух составляющих: программного обеспечения, встроенного в контроллер оборудования; внешнего программного обеспечения, встроенного в систему управления.

Программы, отображающие состояние SMART-устройств, представляет собой набор мини-подпрограмм, которые и определяют поддерживаемые оборудованием функции самодиагностики. Наиболее распространенные среди них: набор атрибутов, отражающих состояние отдельных параметров оборудования; внутренние тесты оборудования; журналы SMART (ошибок, общего состояния, дефектных элементов оборудования и т.п.).

В настоящий момент не существует официальной документации или единого стандарта на технологию SMART. В связи с этим, производители не публикуют полные характеристики и поддерживаемые функции SMART в своем оборудовании. Отсутствие стандартов означает, что специалисты, выбирая оборудование для создания SMART-сети, должны определить, какие элементы будут работать совместно, а какие потребуют дополнительной дополнительных усилий для интеграции.

Технологии SMART широко внедряются во многих сферах (строительство, машиностроение, информационные технологии). При этом необходимо отметить, что SMART - это, прежде всего, информационная среда, доля программного обеспечения в которой составляет около 70 %. Именно этот фактор определяет быстрое развитие данной технологии.

Примером реализации концепции SMART может служить «умный дом». В общих чертах, система работает следующим образом. К центральной шине подключено множество датчиков, которые собирают различную информацию, начиная от температуры на улице и внутри помещений и заканчивая скоростью движения воздуха в вентиляционной шахте. После опроса этих датчиков система анализирует ситуацию и в зависимости от установок, заданных ей оператором, принимает то или иное решение.

Но это не означает, что человек становится заложником автоматики - он может сам управлять системой при необходимости. Управление может осуществляться с пультов, установленных на стенах помещения. Пульты могут быть как простыми (обычные переключатели), так и более сложными, с подключенными сенсорными экранами. Система также способна контролировать расход ресурсов. Так, когда датчик будет фиксировать достаточную освещенность, система выключит ненужное освещение или снизит интенсивность обогрева при повышении температуры на улице.

"Умный дом" может представлять собой как децентрализованную систему, так и систему с центральным компьютерным управлением. Первое означает, что у системы нет какой-то центральной точки, в которую стекается информация от устройств. В таком случае каждое устройство подключено к общей шине данных, посредством которой устройства общаются между собой. Так же быстро решаются проблемы в случае аварийных ситуаций: оператор видит место аварии на экране и знает, куда послать ремонтную бригаду. Использование подобных систем позволяет уменьшить количество обслуживающего персонала, поскольку для наблюдения за всем комплексом достаточно одного оператора. Как и любая другая, эта система также имеет свои недостатки. Нельзя бесконечно увеличивать количество подключенных устройств, ведь скорость работы системы - весьма критичный фактор. При увеличении числа устройств не только усложняется их подключение, но и снижается общая производительность системы.

В последнее время, еще одним направлением интенсивного внедрения SMART-технологий становиться электроэнергетика.

11.2 Технологии SMART в электроэнергетике

Как в России, так и за рубежом, большая часть производства электроэнергии осуществляется на крупных электростанциях (ТЭС, АЭС, ГЭС), связанных с магистральными системами электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения, которые, в свою очередь, поставляют электроэнергию в распределительные сети среднего и низкого напряжения. Производством, передачей и распределением электроэнергии по сетям обычно управляют национальные или региональные операторы. Тем не менее, все более широкое применение при производстве электроэнергии, особенно за рубежом, получают источники малой генерации, которые встраиваются в первоначально рассчитанную под крупные централизованные электростанции сеть, что приводит не только к изменению требований к управлению передачей электроэнергии, но и к структуре самих распределительных сетей.

Свободный рынок электроэнергии и возможность использования малой генерации не только для собственных нужд крупных промышленных потребителей, но и для продажи излишек вырабатываемой электроэнергии через сети распределительных компаний, требует готовности сетевого комплекса к приему и перераспределению дополнительных потоков мощности не только в сети 110 кВ, но и в сети 10-35 кВ.

Однако, все более жесткие требования к надежности и качеству энергоснабжения потребителей на фоне стремительного развития технологий генерации (в том числе и с использованием нетрадиционных источников) сталкиваются с растущим износом основного технологического оборудования распределительных сетей, что ограничивает возможности подключения новых потребителей и эффективного контроля распределения электрической энергии. Решением проблем регулирования перетоков мощности в распределительной сети может стать создание интеллектуальных сетей по системе SMART-сети.

В настоящий момент времени, в Европе, разрабатывается концепция необслуживаемых электрических сетей с функцией самодиагностики и автоматизированным принятием решений по управлению режимами сети.

Данная технология управления сетями включает в себя организационные и технические решения, в том числе:

1) автоматизированное считывание показаний приборов учета, контроль качества электроэнергии, составление баланса мощностей;

2) удаленный мониторинг технического и оперативного состояния оборудования с использованием SCADA систем;

3) автоматизированное управление оперативной схемой сети в зависимости от величины нагрузки;

4) управление «малой» генерацией, контроль частоты, реактивной мощности и уровней напряжения;

5) автоматизация определения «узких мест» и на основании анализа, определение необходимости ремонта или реконструкции элементов сети.

11.3 «Умный» счетчик (Smart meters) для автоматизированного учета и контроля качества электроэнергии

«Умный» счетчик - современный прибор для повышения энергоэффективности, который идентифицирует потребление более подробно, чем обычный счетчик (рисунок 11.1) и сообщает эту информацию через электрическую сеть для контроля и составления счетов оплаты за потребленную электроэнергию.

Рисунок 11.1 - “Умный” счетчик

В устройстве может использоваться сенсорный экран в качестве
управляющей панели. На ней можно оценить и упорядочить потребление электроэнергии из различных подключённых розеток. Данные можно смотреть и регулировать, также пользователь имеет возможность сравнивать характеристики потребления по времени, нагрузке и т. п. Подобные счетчики включают в себя технологии, позволяющие уведомить об отключениях
электроэнергии, и выполнить контроль ее качества.

Критичной технологической проблемой всех интеллектуальных счётчиков является организация связи с ними. Каждый счётчик должен быть способен надёжно и защищено передавать собранную информацию в центральный узел.

Принимая во внимание различие сред и местоположений счётчиков, эта проблема может оказаться достаточно сложной. Среди предлагаемых решений: использование сотовых/пейджинговых сетей, выделенных радиоканалов, обмена данными по ЛЭП. Существуют несколько других потенциально пригодных сетевых конфигураций, включая использование Wi-Fi и других интернет-ориентированных сетей.

На сегодняшний день не существует решения, оптимального для любых применений.

Приборы для применения в городской черте, как правило, имеют множество различных вариантов коммуникации, в отличие от приборов, разработанных для установки в сельской местности или приборов размещаемых в проблемных регионах, таких как горная местность или территории, слабо обслуживаемые беспроводными и интернет-провайдерами. Одна из схем построения системы учета электроэнергии с использованием smart-счетчиков в общем виде показана на рисунке 11.2.

Рисунок 13.2 - Вариант построения системы учета энергии с использованием smart-счетчиков

У “умного” счетчика каждой местной электрической сети предполагается наличие Smart центра, который соединяет счетчики на частоте до 900 МГЦ с сервером автоматизации измерения через наземную линию связи, а на “нижнем” уровне располагаются счетчики. В зависимости от типа потребителя для учета электроэнергии и управления потреблением используются одно- или трехфазные счетчики; трехфазные счетчики используются также для контроля баланса на заданных участках электросети.

Обмен данными со счетчиком осуществляется по обычной
электропроводке 0,23-0,4 кВ. Все счетчики доступны маршрутизатору, который устанавливается на трансформаторной подстанции, выполняет функции сбора и временного хранения данных, а также коммуникационные
функции. Маршрутизатор поддерживает двустороннюю связь с smart-центром с помощью сотовой сети связи (GSM).

Использование smart-счетчиков у потребителей дает возможность дистанционно контролировать потребление электроэнергии, ее качество, что, в конечном счете, позволяет снизить потери и полностью автоматизировать ведение балансов электроэнергии.

Также smart-счетчики позволяют применять переменные электрические тарифы во время периодов пиковых или непиковых нагрузок и, управляя групповым выключателям нагрузки, контролировать большие энергоемкие приборы, такие, например, как подогреватели горячей воды, стиральные машинки и т. п. так, чтобы они потребляли электроэнергию, когда она стоит наиболее дешево.

11.4 Автоматизация управления оборудованием сетей 35-110 кВ

Построение распределительной smart-сети невозможно представить без технологий автоматизированного управления работой сети и дистанционного мониторинга состояния энергетического оборудования, которые позволяют эффективно и безопасно применять в распределительных сетях альтернативные источники энергии, в том числе солнечную энергию, энергию ветра и другие решения, и, по мере необходимости, поставлять эту энергию потребителю. Наиболее эффективным методом автоматизации на данный момент является применение SCADA-систем.

Термин SCADA-система используют для обозначения программно- аппаратного комплекса сбора данных (телемеханического комплекса). Системы такого класса предоставляют возможность осуществлять мониторинг и диспетчерский контроль множества удаленных объектов (от 1 до 10000 пунктов контроля, иногда на расстоянии в тысячи километров друг от друга) или одного территориально распределенного объекта. Основная задача SCADA - это сбор информации о множестве удаленных объектов, поступающей с пунктов контроля, и отображение этой информации в едином диспетчерском центре. Кроме этого, SCADA должна обеспечивать долгосрочное архивирование полученных данных. При этом диспетчер зачастую имеет возможность не только пассивно наблюдать за объектом, но и им управлять, реагируя на различные ситуации.

Работа SCADA - это непрерывный процесс сбора информации в режиме реального времени с удаленных точек (объектов) для обработки, анализа и возможного управления. Все современные SCADA-системы включают три основных структурных компонента (рисунок 11.3).



Рисунок 11.3 - Структура SCADA-системы

Это следующие компоненты.

1 Удаленный терминал, подключающийся непосредственно к контролируемому объекту и осуществляющий обработку задачи (управление) в режиме реального времени. Спектр функций терминала широк: от примитивных датчиков, осуществляющих сбор информации с объекта, до специализированных многопроцессорных вычислительных комплексов, осуществляющих обработку информации и управление в режиме жесткого реального времени. Конкретная его реализация определяется спецификой применения. Использование устройств низкоуровневой обработки информации позволяет снизить требования к пропускной способности каналов связи с центральным диспетчерским пунктом.

2 Диспетчерский пункт управления (главный терминал или SCADA-сервер) осуществляет обработку данных и управление высокого уровня. Одна из основных функций - обеспечение человеко-машинного интерфейса (между человеком-оператором и системой). В зависимости от конкретной системы может быть реализован в самом разнообразном виде: от одиночного
компьютера с дополнительными устройствами подключения к каналам связи до больших вычислительных систем и/или объединенных в локальную сеть рабочих станций и серверов.

3 Коммуникационная система (каналы связи) между удаленным и главным терминалом. Она необходима для передачи данных с удаленных точек на центральный интерфейс диспетчера и передачи сигналов управления обратно. В качестве коммуникационной системы можно использовать следующие каналы передачи данных: частные радиосети; аналоговые телефонные линии; цифровые сети; сотовые сети GSM (GPRS). С целью дублирования линий связи устройства могут подключаться к нескольким сетям, например к выделенной линии и резервному радиоканалу.

При построении систем управления на базе SCADA обязательным условием является готовность оборудования к интеграции в подобную систему, нижний уровень которой - это сеть программируемых микропроцессорных контроллеров, размещенных непосредственно около силового и измерительного оборудования и ведущих процесс сбора и предварительной обработки первичной информации и выполняющих задачи местного управления оборудованием.

Применение SCADA-систем как элемента АСУ ТП подстанций в сетях 35-110 кВ позволяет перейти к автоматизации технологических процессов по преобразованию и распределению электроэнергии на энергетических объектах, в том числе дает возможность более эффективного управления распределением электрической энергии при подключении к распределительным сетям возобновляемых источников энергии.

Помимо автоматизированного управления процесса передачи и распределения электроэнергии важной задачей является диагностический мониторинг состояния основного силового и вторичного оборудования. Цель диагностики основных производственных фондов - на основе определения состояния электрооборудования максимально использовать фактический ресурс и предотвратить аварийный отказ оборудования.

Задачей развития средств и методов диагностики, является возможность проведения общего обследования оборудования собственными силами предприятий сетевых организаций, результаты которых создают целостную картину динамики изменения основных параметров оборудования, определяющих его техническое состояние и являющихся предпосылкой и обоснованием для комплексного обследования оборудования с целью определения необходимости вывода его в ремонт или замены.

Развитие методов диагностики должно осуществляться в двух направлениях:

1) диагностика оборудования в «полевых условиях» передвижными диагностическими лабораториями и переносными приборами с целью получения достаточного материала для анализа состояния оборудования;

2) внедрение и развитие систем мониторинга технического состояния основного оборудования с передачей данных в формате «on-line» на наиболее ответственных объектах электрических сетей (узловые ПС и т. п.).

Кроме разработки методов диагностики необходима система анализа полученных в ходе измерений данных с целью определения остаточного срока службы оборудования. Создание базы данных средств диагностики и неразрушающего контроля, перечня диагностируемого оборудования и нормативной базы на ремонт оборудования с внедрением АСУ ТОиР позволит перейти к обслуживанию оборудования по фактическому состоянию.

Применительно к устройствам вторичной коммутации на ПС 35-110 кВ построение smart-сетей должно идти по направлению внедрения стандарта МЭК 61850 и оптических измерительных трансформаторов.

Создание интегрированного решения АСУ ТП с МЗА на базе МЭК 61850 обеспечивает совместное использование интеллектуальных электронных устройств разных производителей или возможность замены устройства, поставляемого одним изготовителем, на устройство, поставляемое другим изготовителем, без внесения изменений в другие элементы системы.

Основными достоинствами систем, построенных на базе протокола МЭК 61850, являются:

1) применение резервируемой архитектуры коммуникаций для передачи данных;

2) высокоскоростной обмен данными между устройствами в обход коммуникационных контроллеров (GOOSE-сообщения) на скоростях 100 Мб с и выше. Гарантированное время доставки не более 8 мс;

3) повышение надежности за счет функций встроенной диагностики терминалов и каналов связи;

4) свободный обмен информацией между терминалами различных производителей;

5) позволяет подключать неограниченное количество устройств, использую одну систему коммуникаций (количество будет ограничиваться только пропускной способностью).

Данное решение повышает надежность и точность системы, позволяют снизить затраты на проектирование и последующую модернизацию или замену оборудования, упрощают и ускоряют процесс внедрения.

Еще одним важным элементом smart-сетей становятся управляемые устройства компенсации реактивной мощности - FACTS устройства (УШР, СТАТКОМ, СТК). Одним из наиболее распространенных устройств FACTS является статический тиристорный компенсатор (СТК). В сетях 110 кВ такие устройства устанавливаются на узловых ПС и служат, в основном, для регулирования напряжения на шинах ПС. Использование таких СТК обеспечивает повышение пропускной способности и устойчивости линий электропередачи. Увеличение пропускной способности достигает 1-2 МВт на 1 МВАр установленной мощности СТК.

В зависимости от длины линии и типов нагрузки эти компенсаторы имею различные диапазоны регулирования реактивной мощности, но наиболее характерны случаи, когда мощности СТК в режиме выдачи и потребления реактивной мощности равны между собой. Основная схемная конфигурация СТК (рисунок 11.1) включает в себя:

1) конденсаторные батареи (КБ), коммутируемые выключателями и являющиеся источниками реактивной мощности;

2) включенные параллельно им в треугольник реакторы, управляемые тиристорами (ТРГ), являющиеся плавно-регулируемыми потребителями реактивной мощности.

Рисунок 11.4 - Схема использования статического тиристорного компенсатора (СТК)

Оборудование СТК обычно выполняется на напряжение 10 - 35 кВ. Преимущество такого подключения СТК по сравнению с выполнением его на напряжение 110 кВ заключается в снижении затрат на коммутационную аппаратуру и его обслуживание.

11.5 Управление и диагностика сетей 0,4-35 кВ

Первым шагом к комплексному решению поставленных задач в части автоматизации распределительных сетей 10-35 кВ являются:

1) создание укрупненной распределительной сети 10-35 кВ с приближением трансформаторных пунктов к потребителям, для расширения возможности подключения новых потребителей, малой генерации, снижения потерь и, в дальнейшем, упрощения регулирования перетоков мощности и управления оперативной схемой в зависимости от величины и характера
нагрузки;

2) автоматизация секционирующих пунктов с использованием реклоузеров, автоматизация ответвлений от магистральной сети 10-20 кВ с использованием реклоузеров и выключателей нагрузки;

3) применение устройств автоматического определения мест и характера повреждения линии;

4) применение плавнорегулируемых дугогасящих реакторов и других устройств с автоматическим регулированием (бустеры);

5) применение устройств контроля качества электроэнергии.

При применении секционирующих аппаратов и аппаратов, коммутирующих ответвления от магистральной ВЛ, должны применяться системы, не допускающие включение линейных аппаратов на
короткие замыкания. Все вновь устанавливаемые коммутационные аппараты должны иметь возможность согласования их работы между собой и передачи данных в одном формате.

Топология построения сети должна отвечать поставленным техническим требованиям и быть экономически целесообразна. В применении к существующим распределительным сетям нет такого понятия как "самозаживающая" сеть. Если есть отказ питающей линии электропередачи 0,4-35 кВ, при условии, что они имеют тенденцию работать на радиальной основе (по большей части), есть неизбежный перерыв в электроснабжении. В случае использования связанной топологии сетей (кольцевые схемы) отказ одной части сети не приведет к потере поставки электроэнергии потребителям.

Первичным направлением является реконструкция схемы распределительной сети с перспективой оснащения ее устройствами мониторинга и передачи информации. Элементная база, на которой идет построение схем защит, должна развивать в направлении совершенствования систем дальнего резервирования.

Используя информацию в реальном времени от встроенных датчиков и автоматизированных средств управления, smart-сеть может автоматически определить место и характер повреждения, что, тем самым, позволит избежать длительных перебоев электроснабжения и смягчить последствия от отключения электроэнергии.

У распределительной smart-сети предполагается система управления, которая будет анализировать ее работу, используя диспетчерские центры (например, ЦУСы), которые возьмут на себя управление изменяющейся ситуации, такой, например, как отказы оборудования или отключения линий. Такая система могла бы использоваться, чтобы управлять коммутационными аппаратами, что привело бы к изменению затрат на развитие сетей и повышение их надежности.

Для сетей 0.4 кВ на данный момент времени разработаны и активно внедряются интеллектуальные выключатели с набором дополнительных возможностей. Такие выключатели, аккумулируя данные, предоставляют комплекс параметров и средств, позволяющих осуществлять контроль над всей системой электроснабжения. Например, показатели суточных колебаний потребления электроэнергии и распределения нагрузок по источникам, позволяют выявить те участки системы, на которых наблюдаются наибольшие потери электроэнергии.

Столь же важная функция таких выключателей - постоянная диагностика работоспособности сети и предотвращение аварийных ситуаций. Данные, предоставляемые пользователю (протоколы событий) позволяют отслеживать повреждения линий. Тем самым повышается «прозрачность» работы, сокращается время реакции на изменения состояния, такие как, перегрузка, несимметричность фаз, повышенное напряжение. Быстрое вмешательство в процесс может, например, предотвратить аварию на линии или инициировать ее профилактическое обслуживание. В этом случае эффективность работы и сроки службы всех компонентов сети значительно увеличивается.

11.6 Внедрение технологии SMART в России и за рубежом

В настоящее время в Европе частные дома и небольшие предприятия все больше и больше продают излишки электроэнергии, произведенные от энергии ветра, солнца и воды, в местную распределительную электрическую сеть. Модернизация с переходом к smart-сетям для европейской электроэнергетики необходима для повышения эффективности потребления энергии в реальном масштабе времени, снижения зависимости от поставок энергоресурсов (нефть, газ) и управления подачей электроэнергии в распределительную сеть.

Хотя основные высоковольтные сети уже контролируются в реальном времени, многие компании в европейских странах пользуются устаревшими стандартами, и зачастую неспособны использовать современные возможности управления генерацией от альтернативных источников электричества по причине их прерывистой природы.

Использование возобновляемых источников энергии позволит энергетическим компаниям сохранить существующий резерв мощности практически на постоянном уровне и снизить выбросы СО2 в атмосферу. Большинство возобновляемых источников электроэнергии неустойчиво в природе, и находится в зависимости от естественных явлений (солнце и ветер), что не дает возможности использовать их всегда. Таким образом, при использовании неустойчивых ресурсов возобновляемых источников энергии и более высоких тарифов в часы максимума нагрузки, можно эффективно добиваться более экономного потребления электроэнергии. Однако необходимо учитывать, что использование источников малой генерации без дополнительного контроля, обеспеченного датчиками и программным обеспечением, разработанным, чтобы реагировать мгновенно на неустойчивость, вызванную возобновляемыми источниками электроэнергии, может значительно ухудшить устойчивость системы в целом, ведь если местная подсеть производит больше электроэнергии, чем потребляет, обратный поток мощности может вызвать проблемы с надежностью и безопасностью системы. При этом само программное обеспечение должно обеспечивать возможность работы в smart-сети оборудования разных производителей, должны быть разработаны и приняты единые стандарты и протоколы передачи данных.

Для России же технологии smart-необходимо рассматривать, прежде всего, как направление развития распределительных сетей для снижения потерь в них и повышения наблюдаемости и автоматизации. Только после этого можно будет говорить об эффективном внедрении распределенных источников малой генерации.

Так как большая часть технологий, на которых основаны smart-сети уже известны, и активно используется в других отраслях, таких как производство и телекоммуникации, для построения управляемой распределительной сети необходимо связать между собой основные участки энергетической инфраструктуры.

Внедрение технологии SMART должно включать в себя несколько этапов: автоматизация передачи и распределения энергии, установка “умных счетчиков” и обеспечение связи с ними, управление энергоснабжением жилых домов и коммерческих предприятий. Кроме того, нужны мощные центры обработки данных, где будут обрабатывать информацию, поступающую от датчиков сети Smart Grid. В этом случае, оптимизированные smart-сетью потоки мощности уменьшат потери электроэнергии, количество «узких мест» и улучшат использование существующих распределительных сетей.

Smart Grid поможет сократить количество отказов и сбоев, уменьшить пиковый спрос на электроэнергию за счет более качественного управления. Службы сетевых компаний смогут лучше следить за ремонтом и обслуживанием своего оборудования, перейти к ремонтам по состоянию оборудования. Это позволит эффективнее предотвращать аварии, а если авария все-таки произойдет, немедленно определять ее источник и “лечить” энергосистему в удаленном режиме. В результате повысится надежность энергоснабжения.

Если в каком-то сегменте энергосистемы возникнет сбой, с помощью нового коммуникационного механизма можно будет быстро задействовать другие источники питания и каналы передачи. Однако как любая система, Smart grid должна доказать свою эффективность. Например, в Великобритании, где потребители почти уже в течение 10 лет имеют возможность выбора компании, от которой они покупают электричество, больше чем 80 % остались со своим существующим поставщиком, несмотря на то, что есть существенные различия в ценах, предлагаемых разными поставщиками электричества. Конечные пользователи могут быть менее отзывчивыми, чем думают сторонники технологии smart. В случае телекоммуникационной структуры smart-сетей, снижаются возможности по обеспечению их автономной работы и безопасности. Также, несмотря на то, что в настоящий момент времени IEC разработал набор международных стандартов, которые могут использоваться в процессе создания smart-сети (IEC61850 - Архитектура автоматизации подстанции; IEC 61970/61968 -- Общая информационная модель), только после принятия всеми производителями оборудования общих стандартов, smart-сеть сможет стать единой структурой.

12. Организационно-экономическая часть

12.1 Капитальные вложения

Капитальные вложения в основные производственные фонды складывается из стоимости машин и оборудования, транспортных средств, производственного и хозяйственного инвентаря, инструментов и приспособлений, стоимости производственных и вспомогательных помещений. Стоимость основных средств устанавливается с учетом действующих рыночных цен на эти товары. Кроме цены в стоимость основных фондов включаются затраты на транспортировку и монтаж. Они составляют 10-25 % стоимости оборудования.

Стоимость инструмента и приспособлений принимается равной 1,5-3% от стоимости оборудования. Стоимость инвентаря долгосрочного использования принимается в размере 1-10 % от стоимости здания.

Расчет стоимости капитальных вложений сводится в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 - Расчет стоимости капитальных вложений

Наименование	Количество	Цена за единицу, тыс.руб.	Сумма, тыс. руб.	Норма амортизации, %.	Сумма амортизации, тыс.руб.
Трансформаторная подстанция 2x630 кВА	2	630	1260	11,4	143,6
Трансформатор ТСЗ-160/10	2	280	560	11,4	63,8
Компенсирующие установки КЭК2-10,5-300-2У1	6	86	516	6,7	34,6
Выключатели ВВЭ-10-20/1000 УЗ	2	132	264	11,4	30,1
Выключатели ВВЭ-10-20/630 УЗ	29	121	3509	11,4	400
Шкафы КРУ-10 кВ РП с соответствующим оборудованием	-	-	1120	6,7	75
Трансформатор напряжения типа НТМИ-10	2	12	24	11,4	2,7
Предохранитель ПКН001-10УЗ	2	1,3	2,6	11,4	0,3
Ограничитель перенапряжений ОПН-10	2	1,5	3	6,7	0,2
Низковольтная пускозащитная аппаратура	-	-	632	11,4	72
Кабель 2АПвВнг3х185	1000	0,9	900	3,3	29,7
Кабель типа АПвВнг 10 кВ	-	-	842	3,3	27,8
Кабель типа ВВГ 0,4 кВ	-	-	481	3,3	159
ИТОГО:	-	-	10113,6		1038,8
Транспортно-заготовочные расходы (15% от стоимости):			1517
Инструменты и приспособления (3%):			303,4	6,7	20,3
Производственно-хозяйственный инвентарь (5%):			505,7	6,7	33,9
Строительно-монтажные работы			1333,9
ИТОГО:			13773,6		1093

12.2 Расчет объема строительных и монтажных работ

Объём строительно-монтажных работ Qсм рассчитывается по формуле:

, \ (12.1)

где i=1…n - кол-во строительно-монтажных работ; Нсмi - норма затрат труда i-ой вид работ; Bi - объём работ i-го вида в натуральных единицах.

Расчет объема строительно-монтажных работ производится в таблице 12.2.

Таблица 12.2 - Расчет объема строительно-монтажных работ

Вид работ	Норма трудозатрат всего, чел. час.	Кол-во, ед.
Монтаж и подключение КТП	465	2
Прокладка кабелей 10 кВ, 100 м	3	12
Монтаж шкафов, щитов и соответствующего оборудования	16	46
Установка выключателей	4	31
Прокладка кабелей 0,4 кВ, 100 м	3,2	290
Монтаж и подключение электродвигателей	2	20
ИТОГО:	2794

12.3 Расчет численности рабочих

Для выполнения расчетного объема строительно-монтажных работ потребуется некоторое количество рабочих. Этот расчёт ведётся по формуле:

, (12.2)

где Тр - количество рабочих (явочных) дней, Тр=22 дня;

tзад - время выполнения строительно-монтажных работ.

человек.

Принимаем число работников равным 8.

Таблица 12.4 - Штатное расписание

Квалификация работника	Кол.
4 разряд	5
5 разряд	3

Фонд заработной платы рассчитывается в таблице 12.5.

Таблица 12.5 - Фонд заработной платы

Категория работников	Должностные оклады, руб.	Доп. зар. плата, руб.	Премия (40%), руб.	Фонд оплаты труда, тыс. руб.	Отчисления во внебюджетные фонды (30%)	Фонд оплаты за все время работ, тыс. руб.
Электромонтажники 4 разряда	16300	1630	6520	244,5	73,35	317,85
Электромонтажники 5 разряда	17200	1720	6880	154,8	46,44	201,24
Всего	399,3	119,79	519,09

12.4 Расчет стоимости строительных материалов

Расчет стоимости необходимых материалов рассчитывается в таблице 12.6.

Таблица 12.6 - Расчет стоимости необходимых для строительства материалов

Материал	Кол-во	Цена за ед., руб.	Стоимость, руб.
Крепежные материалы:
Дюбеля пластмассовые	3000	0,83	2490
Дюбеля-гвозди	3500	1,62	5670
Гайки закладные	700	0,5	350
Полоски-пряжки	5500	0,33	18150
Зажимы	1200	0,55	660
Хомуты	400	1,8	720
Скобы	200	1,70	340
Наконечники кабельные кольцевые	900	1,50	1350
Итого:	29730
Транспортно-заготовительные расходы, (17 %)	5050
Итого:	34780

12.5 Расчет стоимости строительно-монтажных работ

Для определения стоимости строительно-монтажных работ производим расчет договорной цены на установленный объем работ, который представлен в таблице 12.7.

Таблица 12.7 - Расчет стоимости строительно-монтажных работ

Наименование статей расходов	Затраты, руб.	Примечание
1 Стоимость материалов	34780
2 Фонд зарплаты за период работ	519090	с учетом соц. нал.
3 Расходы на содержание оборудования	415272	80 % от п.2
4 Общехозяйственные расходы	23359	4,5 % от п.2
5 Итого	992501
6 Прибыль	119100	12 % от п.5
7 НДС	222320	20 % от п. 5+п. 6
8 Договорная цена	1333921	п. 5+п. 6+п. 7

12.6 Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

Объем работ по обслуживанию электрохозяйства принято измерять в условных единицах. За условную единицу принимают объем работ по обслуживанию автоматизированного электропривода. Все другие виды оборудования и установок по сложности и трудоемкости обслуживания с помощью переводных коэффициентов приравниваются к этой условной единице. Для определения группового объема работ по обслуживанию электрохозяйства необходимы данные о составе электрохозяйства.

Суммарный объем работ (QЭХ) определяют по формуле:

, (12.4)

где NЭi - количество i-го вида электротехнического оборудования и сооружений, шт.;

КУi - приводной коэффициент i-го вида электрооборудования и сооружений в условных единицах;

n - количество видов электротехнического оборудования и сооружений.

Расчет планового объема работ по обслуживанию электрохозяйства, выполняется в таблице 12.8.

Таблица 12.8 - Расчет объема работ по обслуживанию электрохозяйства

Электротехническое оборудование	Количество	Кол-во условных единиц электрооборудования
		Коэф. перевода	Всего
Внутренние электропроводки, 100 м	290	1,2	3,48
Силовые шкафы	46	2	92
КТП 10/0,4 кВ	2	8	16
Итого	111,5

12.7 Расчет численности работников электротехнического хозяйства

Вычислим численность работников электротехнического хозяйства:

, (12.5)

где Qэх - объем работ по обслуживанию и ремонту, усл. ед.;

Нэ - расчетная средняя нагрузка на 1-го электромонтера.

Принимаем 70 усл. ед.

человек 2 человека.

Окончательно принимаем количество электромонтеров, равным двум.

12.8 Расчет фонда оплаты труда работников

Оплата труда электромонтеров проводится в зависимости от присвоенного квалификационного разряда и отработанного времени по тарифным ставкам. При начислении месячной заработной платы часовая тарифная ставка умножается на продолжительность рабочего времени за месяц в часах.

Фонд заработной платы рассчитывается в таблице 12.9.

Таблица 12.9 - Фонд заработной платы