Проект системы электроснабжения завода "Уральская кузница"

Найдем емкость фазы электродвигателя:

, (125)

где S_ном.дв. - номинальная полная мощность двигателя, МВА;

n _ном. - номинальная частота вращения двигателя, об/мин.

,(126)

Ф.

Найдём емкостный ток двигателя:

,(127)

где f = 50 Гц - частота сети;

U _ном.ф. - номинальное фазное напряжение двигателя, В.

А.

Необходимо также найти емкостный ток кабельной линии, соединяющей двигатель с шинами. Исходя из условия, чтобы номинальный ток двигателя I_НОМ.ДВ. не превышал допустимый длительный ток кабеля, выбираем кабель марки М-120. Длину кабельной линии примем L_кл = 40 м.

Емкостный ток кабельной линии:

,(128)

где I_сокл = 1,6А/км - удельный емкостный ток выбранного кабеля.

А.

Суммарный ток замыкания на землю:

,(129)

А,

следовательно, защита от однофазных замыканий на землю не устанавливается.

Рисунок 13 - Схема защиты двигателя



Рисунок 14 - Схема управления защитой двигателя на постоянном оперативном токе

9.2 Расчет защиты пускового устройства УБПВД-С-10-500УХЛ4

Для тиристорных пусковых устройств предусмотрены виды защит:

- максимальная токовая защита тиристорного преобразователя частоты (ТПЧ) с выдержкой времени 10 мсек;

- защита от токовых перегрузок ТПЧ;

- защита от понижения питающего напряжения на входе до уровня 0,85 номинального значения на время более 2 сек;

- защита от повышения напряжения на выходе ТПЧ до уровня 1,1 номинального значения;

- защита от затяжного пуска более 15 сек.

9.2.1 Защита от многофазных коротких замыканий

Для защиты от коротких многофазных замыканий применяется схема токовой отсечки двух релейная, двухфазная. Токовая отсечка, разновидность токовой защиты, позволяет обеспечить быстрое отключение КЗ. Ток срабатывания определяется по формуле:

,(130)

где k_пуск - коэффициент пуска двигателя;

k_сх - коэффициент схемы в данном случае равен 1;

k_н - коэффициент надежности, для реле РСТ-13 равен 1,2.

.

К установке принят трансформатор тока ТЛ-10-300-0,5/10Р.

Тип реле РСТ-13.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки проверяется при однофазном и двухфазном КЗ на выводах электродвигателя.

;(131)

.

5) Ток срабатывания реле (113):

А.

Принимаем к установке реле РСТ 13/29, у которого ток срабатывания находится в пределах I_СР.Р. = (1560) А.

6) Определим сумму установок (114):

,

где I_MIN = 15А - минимальный ток срабатывания выбранного реле.

Принимаем установки 0,2; 0,1, следовательно .

Найдем ток установки реле (115):

А.

9.2.2 Защита от токовых перегрузок

Защита от перегруза - частный случай МТЗ с выдержкой времени.

1) Защиту выполним на реле РСТ 13 с коэффициентом возврата к_В = 0,9.

2) Перегруз является симметричным режимом, поэтому защита от него выполняется одним реле, включенным в одну из фаз. При этом мы используем те же трансформаторы тока, что и для токовой отсечки (коэффициент трансформации к_I = 60, коэффициент схемы к_СХ = 1).

3) Ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от номинального тока преобразователя по формуле (112):

А,

где к_отс = 1,1 - коэффициент отстройки;

к_в=0,9 - коэффициент возврата.

4) При расчете защиты от перегруза коэффициент чувствительности не определяется.

5) Ток срабатывания реле по формуле (113):

А.

Принимаем к установке реле РСТ 13/24, у которого ток срабатывания находится в пределах I_ср.р. = (520) А.

6) Определим сумму установок по формуле (114):

,

где I_min = 5А - минимальный ток срабатывания выбранного реле.

Принимаем установку 0,8 и 0,2, следовательно .

Найдем ток установки реле по формуле (115):

А.

7) Выдержка времени защиты отстраивается от времени пуска электродвигателя. Наибольшее время пуска рассматриваемого двигателя t_ПУСК=9,5с. Тогда время срабатывания защиты от перегруза:

,(132)

где к_ОТС = 1,3 - коэффициент отстройки от времени пуска.

с.

Выбираем реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

Коэффициент чувствительности МТЗ при двухфазном КЗ ЛВ или ВС на зажимах преобразователя (на шинах подстанций) по формуле (110):

,

таким образом защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

9.2.3 Защита от понижения питающего напряжения

Расчет проводим аналогично п. 8.1.4.

Принимаем к установке реле РСН 16/28 на первую ступень, на вторую ступень РСН 16/23.

9.2.4 Защита от повышения напряжения

1) Данная защита отключает пусковое устройство при повышении действующего значения напряжения сверх допустимого и выполняется с помощью реле напряжения максимального действия РСН 14 с коэффициентом возврата к_В = 0,9.

2) Трансформатор напряжения устанавливается один на секцию сборных шин ЗНОЛ.06-10У3 с коэффициентом трансформации к_U = 100.

3) Напряжение срабатывания защиты:

,(133)

где - максимально допустимое напряжение на преобразователе, кВ;

к_отс = 1,1 - коэффициент отстройки.

кВ

4) При расчете защиты от повышения напряжения коэффициент чувствительности не определяется.

5) Напряжение срабатывания реле:

,(134)

В.

Принимаем к установке реле РСН 14/28, у которого напряжение срабатывания находится в пределах U_СР.Р. = (40200) В.

6) Определим сумму установок:

,(135)

где U_min=40 В - минимальное напряжение срабатывания выбранного реле.

Принимаем установки 1,6; 0,4, следовательно

Найдем напряжение установки реле (121):

В.

7) Выдержка времени защиты определяется технологией, примем время срабатывания защиты t_СЗ=2с. Выбираем реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

9.2.5 Защита от затяжного пуска

Расчет защиты проводим аналогично п.8.1.2.

Принимаем к установке реле РСТ 13/19, с током установки 10А.

Выдержка времени защиты определяется временем срабатывания защиты t_СЗ=19,5с. Выбираем реле времени РВ 01, пределы регулировки времени которого от 0,1 до 50с.

Рисунок 15 - Схема защиты двигателя

Рисунок 16 - Схема управления защитой двигателя на постоянном оперативном токе

10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В данном разделе дипломного проекта рассмотрены вопросы организационных и технических мероприятий, а также средства, обеспечивающие защиту людей от электрического тока, электромагнитного поля, электрической дуги электрических зарядов.

К организационным вопросам относятся:

1. правильная организация и введение безопасных методов работы;

2. обучение и инструктаж персонала;

3. контроль и надзор за выполнением правил технической эксплуатации техники безопасности.

К технически мероприятиям относятся:

1. обеспечение нормального освещения в зоне работ;

2. применение необходимых мер и средств защиты;

3. применение безопасного ручного инструмента, а также применение блокировок коммутационных аппаратов, спецодежды.

ГПП является одним из важнейших объектов СЭС, в то же время это объект повышенной опасности поражения обслуживающего персонала электрически током. Поэтому на ГПП должно уделяться особое внимание вопросам техники безопасности и охраны труда.

10.1 Планировка и конструктивная часть ГПП

Местоположение ГПП с учетом требования [5], расположения ЦЭН, розы ветров, уровня грунтовых вод, санитарно-защитной зоны, ограждения территории подстанции. Территория ГПП ограждается сетчатым или бетонным забором высотой 2 м [14].

Территория ОРУ и подстанции должны быть ограждены внешним забором высотой 1,8-2,0 м. Внешние заборы высотой более 2,0 м могут применяться в местах с высокими снежными заносами, а также для подстанций со специальным режимом допуска на их территорию.

Вспомогательные сооружения (мастерские, склады и т.п.) расположенные на территории ОРУ, следует огораживать внутренним забором высотой 1,6 м.

При расположении ОРУ (подстанции) на территории электростанций эти ОРУ (подстанции) должны быть ограждены внутренним забором высотой 1,6 м.

Заборы могут быть сплошными, сетчатыми или решетчатыми.

Заборы могут не предусматриваться:

для закрытых подстанций, расположенных на охраняемой территории промышленного предприятия;

для закрытых подстанций, расположенных на территории городов и поселков;

для столбовых подстанций.

Оборудование ОРУ располагается таким образом, чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов, транспортировки трансформаторов, проезда пожарных машин и передвижных лабораторий (предусмотрен проезд вдоль выключателей, габарит проезда не мене 4 м по ширине и высоте).

Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ приняты равными:

1. от токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до закаленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 900 мм;

2. между проводами разных фаз - 1000 мм;

3. от токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования -1650 мм;

4. между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой цепи и не отключенной верхней - 1650 мм;

5. от не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов - 3600 мм;

6. между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки верхнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями - 2900 мм;

7. от контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту - 1100 мм.

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторе (реакторов) с массой масла более 1т в единице (одном баке) и баковых выключателей 110 кВ. и выше должны быть выполнены маслоприемники, масло отводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:

1. габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее чем на 0,6м при массе масла до 2т; 1м при массе более 2 до 10т; 1,5м при массе более 10 до 50т; 2м при массе более 50т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньшим на 0,5м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора на расстоянии менее 2м.

Объем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реактора).

У баковых выключателей маслоприемники должны быть рассчитаны на прием 80% масла, содержащегося в одном баке.

2. Устройство маслоприемников и масло отводов должно исключать перетёк масла (воды) из одного маслоприемника в другой, растекание масла по кабельным и другим подземным сооружениям, распространение пожара, засорение масло отвода и забивку его снегом, льдом и т. п.

3. Для трансформаторов (реакторов) мощностью до 10 MB·А допускается выполнение маслоприемников без отвода масла. При этом маслоприемники должны выполняться заглубленными, рассчитанными на полный объем масла, содержащегося в установленном над ними оборудовании, и закрываться металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан толщиной не менее 0,25м слой чистого гравия или промытого гранитного щебня либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70мм.

Удаление масла и воды из заглубленного маслоприемника должно предусматриваться переносным насосным агрегатом. При применении маслоприемника без отвода масла рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки отсутствия масла (воды) в маслоприемнике.

4. Маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли), так и незаглубленного типа (дно на уровне окружающей планировки земли).

При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в п.1.

Незаглубленный маслоприемник должен выполняться в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не менее 0,25 и не более 0,5м над уровнем окружающей планировки.

Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно быть засыпано крупным чистым гравием или промытым гранитным щебнем либо непористым щебнем другой породы с частицами от 30 до 70мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25м.

5. При установке маслонаполненного электрооборудования на железобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство масло отвода является обязательным.

6. Масло отводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара автоматическими стационарными устройствами, на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений; 50% масла и полное количество воды должны удаляться не более чем за 0,25ч. Масло отводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков.

7. Маслосборники должны быть рассчитаны на полный объем масла единичного оборудования, содержащего наибольшее количество масла, и должны выполняться закрытого типа.

По согласованию с органами Государственного санитарного надзора допускается устройство маслосборника в виде котлована в грунте со спланированными откосами.

Указатели уровня и температуры масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (например, со стороны прохода в камеру).

Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2м или должен быть предусмотрен соответствующий приямок.

Для обеспечения безопасности работ на ОРУ устанавливаются разъединители. От неверных операций разъединителя предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков.

Также предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя, которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах.

В ОРУ 110кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий; габарит проезда должен быть не менее 4м по ширине и высоте.

Для ОРУ на территориях промышленных предприятий при стесненных условиях это требование не обязательно.

По спланированной территории ОРУ и подстанций должен быть обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшением в случае необходимости грунтовой поверхности твердыми добавками или засевом трав.

Автодороги с покрытием (усовершенствованным, переходным, низшим) предусматриваются, как правило, к следующим зданиям и сооружениям: порталу или башне для ревизии трансформаторов, зданиям щитов управления, ЗРУ и КРУН, вдоль выключателей ОРУ 110кВ и выше, зданию масляного хозяйства, материальному складу, открытому складу масла, насосным, резервуарам воды, компрессорной, складу водорода, фазам выключателей 330кВ и выше.

Ширина проезжей части внутриплощадочных дорог должна быть не менее 3,5м. При определении габаритов проездов должны быть учтены размеры применяемых приспособлений и механизмов в соответствии с [5].

ЗРУ 10кВ выполняется с двусторонним разложением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют механические блокировки:

1. блокировка, исключающая выкат тележки при включенном выключателе;

2. блокировка привода выключателя с приводами шинного и линейного разъединителей, исключающая возможность оперировать приводами разъединителей при включенном выключателе.

ЗРУ располагается в отдельном здании, имеет два выхода, расположенные с противоположных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

Арматура изоляторов и шины ЗРУ окрашивается в желтый, зеленый и красный цвета (соответственно фазам А, В и С). Все кабели ГПП в местах присоединения имеют таблички с адресом, маркой и сечением.

Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах, под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением, заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником, выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.

10.2 Защитные средства

Для обслуживающего персонала ГПП предусматриваются защитные средства. Все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания согласно [15].

Комплектация представлена в таблице 37.

Таблица 37 - Комплектация ГПП защитными средствами

№ п/п	Наименование	Ед. измерения	Количество
1	Штанга изоляционная: 110 кВ 10 кВ	шт. шт.	2 2
2	Указатель напряжения: 110 кВ 10 кВ	шт. шт.	2 2
3	Изоляционные клещи: 10 кВ 0,4 кВ	шт. шт.	1 1
4	Диэлектрические боты	пара	2
5	Диэлектрические перчатки	пара	2
6	Временные ограждения	шт.	2
7	Переносные заземления 110 кВ	шт.	2
8	Переносные заземления 10 кВ	шт.	6
9	Плакаты (разных)	шт.	65
10	Защитные очки	шт.	2
11	Противогаз	шт.	2

10.3 Контроль изоляции

Контроль изоляции производится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения 3*ЗНОЛ 06-10У3 . Также для контроля изоляции служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛМУ3 [16], установленные в ячейках КРУ Схема соединения для контроля изоляции показана на рисунке 17.

Рисунок 17 - Схема присоединения приборов к ТН для контроля изоляции

Рисунок 18 - Подключение трансформатора тока

Реле имеет установку по напряжению, равную 0,3 U_ф. В нормальном режиме работы напряжение нейтрале не превышает 15% U_ф , что составляет не более 15В на зажимах вторичной обмотки. При возникновение ОЗЗ напряжение на нейтрале возрастает до фазного значения, а на зажимах вторичной обмотки - до 100 В. При этом реле срабатывает и включает сигнализацию (световую или звуковую).

10.4 Расчет освещения ГПП

На ГПП предусмотрено рабочее и аварийное освещение [17]. Ремонтное освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В. Территория ОРУ освещается прожекторами, питающимися от переменного тока, напряжением 220 В.

Выбор мощности и количества прожекторов освещения ОРУ производится в соответствии с нормами, установленными в [5], [26].

Световой поток определяется по выражению:

,(136)

где Е =5 Лк - минимальная освещенность, принято для ОРУ ГПП по шкалам освещенности;

К_з=1,5 - коэффициент запаса;

e=1 - суммарная условная освещенность от близлежащих источников;

w=1,1 - коэффициент добавочной освещенности за счет отраженного светового потока.

лм.

Число прожекторов:

,(137)

где S=1573 м² - площадь ОРУ;

з = 0,65 - КПД светового потока;

Z = 1,2 - отношение средней освещенности к минимальной.

Принимаем число прожекторов равным N = 4

Мощность одной лампы:

,(138)

где W = 1 Вт/м² - удельная мощность.

Вт.

Определим высоту установки уличного светильника:

,(139)

где J_max - максимальный световой поток светильника;

Н - высота установки уличного светильника.

К установке примем 4 уличных светильника типа РКУ 16-400С с лампами ДРЛ мощностью по 400 Вт.

Максимальный световой поток светильника РКУ 16-400С с лампой ДРЛ-400 для минимальной освещенности (Е =5 Лк) равен J_max=2300Лк. Тогда:

м.

Устанавливаем по углам ОРУ ГПП уличные светильники на высоте 7,6 м.

10.5 Пожарная безопасность

Согласно [18] конструкция ОРУ выполняется из несгораемых материалов (железобетон, металл).

Электрооборудование и сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при К.З. имеют достаточную отклоняющую способность и термическую стойкость. Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение.

Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники, рассчитанные на прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом.

Конструктивное исполнение маслоприемника и маслосборника трансформаторов ГПП исключает его возгорание и распространение по нему пожара. Выхлопные трубы трансформаторов направляются таким образом, чтобы избежать попадания выбросов на электрооборудование и сооружения.

Перекрытие кабельных каналов выполнены съемными плитами из несгораемых материалов в уровень с чистым полом помещения.

В целях своевременного извещения о пожаре в ЗРУ имеется пожарная сигнализация, непосредственно связанная с пожарной охраной. Сигнализация выполнена на основе датчиков типа АТИМ-3 и ДТЛ (70єС). Вблизи средств связи вывешены таблички о порядке действия при пожаре (подача сигнала, вызов пожарной охраны).

По степени пожарной опасности ЗРУ-10 кВ относится к производственным сооружениям категории Г-ІІ.

Здание ЗРУ выполнено из кирпича с минеральными утеплителями, относящихся к группе несгораемых со степенью огнестойкости 0,5 часа. Отходящие кабели прокладываются в кабельных траншеях. Помещение ЗРУ оснащено огнетушителями типа ОУ-10 (5 штук), ОП-5 (3 штуки).

На ГПП также имеются:

1. передвижной углекислотный огнетушитель ОУ 20 - 1 шт.;

2. ящик с песком (0,5 м³) и лопаты;

3. одеяло асбестовое.

10.6 Защита ГПП от грозовых перенапряжений

Молниезащита ГПП осуществляется в соответствии [19].

Территория ГПП находится в районе с грозовой деятельностью до 40 часов в году.

Устанавливаем 4 молниеотвода на порталах.

Необходимым условием защищенности всей площади ОРУ является:

(140)

где D - диагональ четырех угольника, в вершинах которого расположены молниеотводы.

,(141)

где а=36 м, b=27 м - соответственно длина и ширина площади, на которой установлены молниеотводы.

м.

где h_а -активная высота молниеотвода.

Соответственно из формулы (137):

м.

Принимаем молниеотвод типа СМ, высота от поверхности земли 11,35м, активная высота 6м.

Высота молниеотводов:

,(142)

где h_х=11,35 м - высота защиты молниеотводов.

м.

Зона защиты молниеотвода:

.(143)

.

Ширина защищаемой зоны:

.(144)

При а=36 м:

При b=27 м:

.

ЗРУ защищаем металлической молниеприемной сеткой.

На рисунке 19 показана зона защиты молниеотводов ГПП.

Рисунок 19 - Молниезащита ОРУ ГПП

10.7 Расчет заземления

Наибольший ток через заземление при замыкании на землю со стороны 110 кВ - 14,39 кА. Грунт в месте сооружения подстанции - суглинок. Площадь территории подстанции S=1573 м². Удельное сопротивление грунта: с₁ = 100 Ом/м, с₂ = 50 Ом/м [20].

Время действия релейной защиты: t_рз=0,12 с, t_ов=0,07 с. За расчетный ток принимаем ток стекающий с заземлителя при однофазном замыкании:

,(145)

где Х₀=0,19 Ом - сопротивление нулевой последовательности до места К.З,

Х_Т=2,1 Ом - сопротивление нулевой последовательности трансформатора ГПП.

кА.

Расчетная длительность воздействия тока на человека:

t_в=t_рз+t_ов(146)

0,12+0,07=0,19 с.

Допустимое напряжение прикосновения [23]: U_пр.доп=400 В.

Коэффициент прикосновения:

,(147)

где М=0,62 - параметр зависящий от соотношения р₁/р₂;

L_Г=600 мм - длина горизонтальных заземлителей;

I_В=5 м - длина вертикального заземлителя;

а=5 м - расстояние между вертикальными заземлителями;

в - коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока на землю.

,(148)

где R_ч=1000 Ом - сопротивление тела человека.

,

.

Напряжение на заземлителе:

,(149)

В.

Сопротивление заземляющего устройств:

, (150)

Ом.

При а/I_в=1 число вертикальных заземлителей:

, (151)

.

Принимаем n_В=32.

Число ячеек по сторонам квадрата:

, (152)

.

Принимаем m=7.

Длина полос в расчетной модели:

,(153)

м.

Длина сторон в ячейке:

(154)

м.

Общая длина вертикальных заземлителей:

L_В=I_вЧn_в,(155)

L_В =5Ч32=160 м.

По таблице «относительных эквивалентных удельных сопротивлений» для имеющихся расчетных данных определяем:

р_э/р₂=1,1.

Тогда

Р_э= р₂Ч1,1=50Ч1,1=55 Ом/м.

Общее сопротивление заземлителя:

,(156)

где А- коэффициент равный:

, (157)

.

.

.(158)

.

U_пр=1047 В>U_пр.доп.=400В.

Применим подсыпку слоем гравия толщиной 0,2 м в рабочих местах.

Тогда:

,(159)

где Р_ВС=2000 Ом/м - сопротивление верхнего слоя.

.

Коэффициент прикосновения по формуле (147) равен:

Напряжение на заземлителе по формуле (149) равно:

В.

Сопротивление заземляющего устройств по формуле (150) равно:

Ом.

Напряжение прикосновения (158):

.

Что соответствует допустимому.

10.8 Вентиляция помещения аккумуляторных батарей

На ГПП применяются свинцово-кислотные аккумуляторные батареи типа СК. В процессе работы батареи выделяются пары серной кислоты, водород и кислород, образующие взрывоопасные смеси [21]. Поэтому разработаны специальные требования к помещениям аккумуляторных батарей, их эксплуатации. Помещение аккумуляторных батарей должно быть:

- расположено возможно ближе к зарядным устройствам и распределительному щиту постоянного тока;

изолировано от попаданий в него пыли, испарений и газа, а также от проникновения воды через перекрытие;

- легко доступно для обслуживающего персонала.

В помещениях аккумуляторных батарей применяются приточно-вытяжная система для отопления и вентиляции. Подача и удаление воздуха производится по каналам в стенах с разных сторон помещения.

В помещении вентиляционной камеры, находящейся рядом с аккумуляторной, площадью 6-10 м² устанавливаются вентиляторы и калориферы. Вентиляторы должны обеспечивать 5-6 кратный обмен воздуха в час.

Точно потребленный в час объем свежего воздуха определяется по выражению:

,(160)

где I_з = 5А - наибольший ток заряда;

n = 128 - количество батарей.

куб.м/час.

Вытяжная шахта - труба вентиляции выводится выше кровли здания ЗРУ на 1,5 м.

10.9 Компенсация емкостных токов

Компенсация емкостных токов необходима, если суммарный емкостный ток превышает 20А.

Емкостный ток определяется по формулам:

I_c= I_cоЧLЧm,(161)

где I_cо - емкостный ток 1 км кабельной линии;

L - длина кабельной линии, км;

m - число параллельных кабелей в линии.

Для воздушной линии:

I_c= I_cвлЧL,(162)

где I_cвл - емкостный ток 1 км ВЛ.

Суммарный емкостный ток в данной схеме составляет 8,965А<20А, т.е. компенсация емкостных токов не нужна.

11. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

11.1 Расчет временных параметров сетевого графика

11.1.1 Составление индивидуального перечня работ и построение сетевого графика

Таблица 38 - Перечень, параметры и вероятностные характеристики работ сетевого графика

Код работы	Наименование работы	Продолжительность, дней	Исполнители чел.	Средне-квадратическое отклонение, дн	Дисперсия, дн2
		Мин.	Макс.	Ожид.	рук.	И.Т.Р.	техник
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0-1	Получение задания на проектирование электроснабжения завода	1	1	1	1	1	0	0	0
1-2	Подбор тех. документации	2	3	3	0	3	2	0,2	0,04
1-3	Подбор литературы по БЖД	2	3	3	0	3	2	0,2	0,04
1-4	Сбор данных об оборудовании и эл. нагрузках	6	8	7	1	3	3	0,4	0,16
2-5	Анализ данных	3	4	4	1	3	0	0,2	0,04
4-5	Расчет нагрузок цехов	7	9	8	0	2	2	0,4	0,16
5-6	Разработка электрических схем питания цехов.	3	5	4	0	3	3	0,4	0,16
4-6	Расчет нагрузок предприятия	9	11	10	0	2	2	0,4	0,16
6-8	Расчет питающего напряжения	3	5	4	0	1	2	0,4	0,16
3-7	Анализ питающего напряжения	2	3	3	0	3	0	0,2	0,04
7-8	Выбор напряжения питания	1	1	1	1	2	0	0	0
8-9	Выбор трансформаторов ГПП	1	1	1	1	2	0	0	0
6-10	Расчет центра электрических нагрузок	3	5	4	0	1	3	0,4	0,16
10-11	Анализ расположения ГПП	1	2	2	1	2	0	0,2	0,04
9-12	Согласование с руководителем.	1	1	1	1	1	0	0	0
11-12	Разработка схемы внешнего электроснабжения	3	5	4	0	3	3	0,4	0,16
7-13	Анализ литературы по Б.Ж.Д.	2	2	2	0	1	2	0	0
13-14	Разработка мероприятий по Б.Ж.Д.	3	5	4	1	1	1	0,4	0,16
14-12	Разработка плана ГПП завода.	5	7	6	0	1	2	0,4	0,16

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
15-12	Разработка электрической схемы завода.	6	8	7	0	2	3	0,4	0,16
12-18	Согласование с руководителем.	1	1	1	1	2	0	0	0
18-20	Анализ результатов	1	1	1	1	2	0	0	0
14-15	Работа с технической документацией	2	3	3	0	1	3	0,2	0,04
14-16	Выбор трансформаторных подстанций.	2	3	3	0	2	0	0,2	0,04
16-15	Работа с технической документацией	2	2	2	0	1	1	0	0
16-17	Моделирование внутренней схемы электроснабжения	5	7	6	0	2	3	0,4	0,16
15-17	Расчет кабельных линий	3	5	4	0	2	2	0,4	0,16
15-20	Расчет токов короткого замыкания	4	5	5	0	1	3	0,2	0,04
17-20	Выбор электрооборудования	3	4	4	0	1	2	0,2	0,04
12-19	Расчет компенсации реактивной мощности	7	11	9	0	1	3	0,8	0,64
19-20	Анализ полученных данных.	3	3	3	0	3	1	0	0
20-21	Работа с технической документацией	2	2	2	0	1	2	0	0
17-21	Выбор конденсаторных батарей	2	3	3	0	1	2	0,2	0,04
19-21	Согласование с руководителем	1	1	1	1	2	0	0	0
17-22	Расчет релейной защиты	14	18	16	0	2	2	0,8	0,64
22-23	Анализ полученных данных	3	3	3	0	3	1	0	0
21-23	Оформление расчетов	8	13	10	1	3	3	1	1
23-24	Сдача проекта заказчику.	2	3	3	1	1	0	0,2	0,04

11.1.2 Расчет ожидаемой продолжительности выполнения работ

Ожидаемая продолжительность работы в СГ рассчитывается по принятой двух оценочной методике, исходя из минимальной и максимальной оценок продолжительности, задаваемых ответственным исполнителем каждой работы. При этом предполагается, что минимальная оценка соответствует наиболее благоприятным условиям работы, а максимальная - наиболее неблагоприятным.

Ожидаемая продолжительность каждой работы определяется по формуле:

.(163)

Среднеквадратическое отклонение продолжительности в двух оценочной методике рассчитывается по формуле:

.(164)

Дисперсия определяется по формуле:

.(165)

Рассчитанные значения заносятся в таблицу 1 по возрастанию кодов работ.

11.1.3 Расчет параметров событий сетевого графика

Ранний срок свершения исходного (нулевого) события СГ принимается равным нулю. Ранний срок свершения данного промежуточного события рассчитывается путем сравнивания сумм, состоящих из раннего срока свершения события, непосредственно предшествующего данному и длительности работы. Так как данное событие не может свершиться, пока не закончится последняя из непосредственно предшествующих ему работ, очевидно, что в качестве раннего срока свершения события принимается максимальная из сравниваемых сумм.

Рассчитанный таким способом ранний срок свершения завершающего события всего СГ принимается в качестве его же позднего срока свершения. Это означает, что завершающее событие СГ никаким резервом времени не располагает.

.(166)

Поздний срок свершения данного промежуточного события определяется при просмотре СГ В обратном направлении. Для этого сопоставляются разности между поздним сроком свершения события, непосредственно следующего за данным, и продолжительности работы, соединяющей соответствующее событие с данным. Так как ни одна из непосредственно следующих за данным событием работа не может начаться, пока не свершится само данное событие, очевидно, его поздний срок свершения равен минимуму из подсчитанных разностей.

.(167)

Правильность расчета поздних сроков свершения событий СГ подтверждается получением нулевого позднего срока свершения исходного события.

Резерв времени образуется у тех событий, для которых поздний срок свершения больше раннего, и он равен их разности. Если же эти сроки равны, событие резервом времени не располагает и, следовательно, лежит на критическом пути.

.(168)

Результаты расчета сводятся в таблицу 38 и изображаются на СГ.

Таблица 39 - Параметры событий сетевого графика, в днях

Номер события	Сроки свершения	Резерв времени
	ранний	поздний
1	2	3	4
0	0	0	0
1	1	1	0
2	4	12	8
3	4	9	5
4	8	8	0
5	16	16	0
6	20	20	0
7	7	12	5
8	24	28	4
9	25	29	4
10	24	24	0
11	26	26	0
12	30	30	0
13	9	14	5
14	13	18	5
15	18	23	5
16	16	21	5
17	22	35	13
18	31	41	10
19	39	39	0
20	42	42	0
21	44	44	0
22	38	51	13
23	54	54	0
24	57	57	0

11.1.4 Расчет параметров работ сетевого графика

Ранний срок начала работы совпадает с ранним сроком свершения ее начального события.

.(169)

Поздний срок начала работы можно получить, если из позднего срока свершения ее конечного события вычесть ее ожидаемую продолжительность.

.(170)

Ранний срок окончания работы образуется прибавлением ее продолжительности к раннему сроку свершения ее начального события.

.(171)

Поздний срок окончания работы совпадает с поздним сроком свершения ее конечного события.

.(172)

Для всех работ критического пути, как не имеющих резервов времени, ранний срок начала совпадает с поздним сроком начала, а ранний срок окончания с поздним сроком окончания.

Работы, не лежащие на критическом пути, обладают резервами времени.

Полный резерв времени работы образуется вычитанием из позднего срока свершения ее конечного события раннего срока свершения ее начального события и ее ожидаемой продолжительности.

.(173)

Частный резерв времени первого рода равен разности поздних сроков свершения ее конечного и начального событий за вычетом ее ожидаемой продолжительности.

.(174)

Частный резерв времени второго рода равен разности ранних сроков свершения ее конечного и начального событий за вычетом её ожидаемой продолжительности.

.(175)

Свободный (независимый) резерв времени работы образуется вычитанием из раннего срока свершения ее конечного события позднего срока свершения ее начального события и ее ожидаемой продолжительности. Свободный резерв времени может быть отрицательным.

.(176)

Правильность расчетов резервов времени работы можно проверить по последующим соотношениям:

1) сумма полного и свободного резерва работы равна сумме двух частных ее резервов;

2) поздний и ранний сроки начала работы, а также поздний и ранний сроки ее окончания всегда отличаются на величину ее полного резерва.

Для работ, лежащих на критическом пути, никаких резервов времени нет и, следовательно, коэффициент напряженности таких работ равен единице. Если работа не лежит на критическом пути, она располагает резервами времени и ее коэффициент напряжённости меньше единицы. Его величина подсчитывается как отношение суммы продолжительностей отрезков максимального пути, проходящего через данную работу, не совпадающих с критическим путем к сумме продолжительностей отрезков критического пути, не совпадающих с максимальным путем, проходящим через эту работу .

В зависимости от коэффициента напряженности все работы попадают в одну из трех зон напряженности:

1) критическую, ;

2) промежуточную, ;

3) резервную, .

Результаты расчётов сводятся в таблицу 40.

Таблица 40 - Параметры работ сетевого графика, в днях

Код работы	Ожидаемая продолжительность	Срок начала	Срок окончания	Резерв времени	Коэффициент напряженности
		ранний	поздний	ранний	поздний	полный	частный 1 рода	частный 2 рода	свободный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0-1	1	0	0	1	1	0	0	0	0	1
1-2	3	1	9	4	12	8	8	0	0	0,8
1-3	3	1	6	4	9	5	5	0	0	0,93
1-4	7	1	1	8	8	0	0	0	0	1
2-5	4	4	12	16	16	8	0	8	0	0,8
4-5	8	8	8	16	16	0	0	0	0	1
5-6	4	16	16	20	20	0	0	0	0	1
4-6	10	8	10	18	20	2	2	2	2	0,83
6-8	4	20	24	24	28	4	4	0	0	0,6
3-7	3	4	9	7	12	5	0	0	-5	0,93
7-8	1	7	27	8	28	20	15	16	11	0,31
8-9	1	24	28	25	29	4	0	0	-4	0,31
6-10	4	20	20	24	24	0	0	0	0	1
10-11	2	24	24	26	26	0	0	0	0	1
9-12	1	25	29	26	30	4	0	4	0	0,31
11-12	4	26	26	30	30	0	0	0	0	1
7-13	2	7	12	9	14	5	0	0	-5	0,93
13-14	4	9	14	13	18	5	0	0	-5	0,93
14-12	6	13	24	19	30	11	6	11	6	0,62
14-15	3	13	20	16	23	7	2	2	-3	0,76
14-16	3	13	18	16	21	5	0	0	-5	0,93
16-15	2	16	21	18	23	5	0	0	-5	0,93
15-12	7	18	23	25	30	5	0	5	0	0,83
12-18	1	30	40	31	41	10	10	0	0	0,17
18-20	1	31	41	32	42	10	0	10	0	0,17
16-17	6	16	29	22	35	13	8	0	-5	0,93
15-17	4	18	31	22	35	13	8	0	-5	0,93
15-20	5	18	37	23	42	19	14	19	14	0,54
17-20	4	22	38	26	42	16	3	16	3	0,61
12-19	9	30	30	39	39	0	0	0	0	1
19-20	3	39	39	42	42	0	0	0	0	1
20-21	2	42	42	44	44	0	0	0	0	1
17-21	3	22	41	25	44	19	6	19	6	0,56
19-21	1	39	43	40	44	4	4	4	4	0,2
17-22	16	22	35	38	51	13	0	0	-13	0,93
22-23	3	38	51	41	54	13	0	13	0	0,97
21-23	10	44	44	54	54	0	0	0	0	1
23-24	3	54	54	57	57	0	0	0	0	1

11.1.5 Расчет параметров СГ в целом

В этом разделе рассчитываются следующие параметры СГ.

Количество событий в СГ, включая исходное.

.

Количество работ в СГ, включая ожидания и фиктивные работы (логические связи).

.

Коэффициент сложности СГ, равный отношению количества работ к количеству событий в СГ. В сложных СГ .

.(177)

.

Критический путь в СГ проходит через события и работы, не обладающие резервами времени, и имеет, следовательно, максимальную продолжительность , равную сроку свершения завершающего события.

.

Среднеквадратическое отклонение продолжительности критического пути определяется по формуле:

,(178)

где - дисперсия срока наступления завершающего события, равная сумме дисперсий работ критического пути. Д_tкр = 2,48.

Директивный срок , дн.

Нормированное отклонение определим по формуле:

.(179)

.

Вероятность свершения завершающего события в срок, равный продолжительности критического пути, равна p(t_св ? t_кр) = 0,5. Если директивный срок T_Д установлен меньше продолжительности критического пути, вероятность свершения события к директивному сроку меньше 0,5 и может быть рассчитана с помощью функции распределения нормального отклонения (нормированная функция Лапласа): Ф(u)+0,5. Нормальное отклонение «u» равно разности между директивным сроком и продолжительностью критического пути (с учетом знака), отнесенной к среднеквадратическому отклонению продолжительности критического пути.

Расчет вероятности свершения завершающего события приведен в таблице 41 .

Таблица 41 - Вероятности свершения завершающего события в директивный срок

Наименование показателя	Отношение директивного срока к критическому
	0,877	0,912	0,947	0,982	1,018	1,053	1,088	1,123
Критический срок	57	57	57	57	57	57	57	57
Среднеквадратическое отклонение	1,57	1,57	1,57	1,57	1,57	1,57	1,57	1,57
Директивный срок	50	52	54	56	58	60	62	64
Нормальное отклонение	-4,46	-3,18	-1,91	-0,64	0,63	1,91	3,18	4,46
Вероятность свершения	0,000	0,008	0,082	0,225	0,728	0,917	0,999	1,000

Рисунок 20 - График вероятности свершения завершающего события

11.2 Расчет стоимостных параметров сетевого графика

11.2.1 Расчет трудоемкости работ

Для упрощения расчетов трудоемкости работы удобно ввести понятие приведенной к ИТР численности работающих . Для расчета приведенной ИТР численности необходимо вначале рассчитать коэффициент перерасчета численности работающих категории в ИТР численность, равный отношению средней заработной платы работающих этой категории к средней заработной плате ИТР .

Очевидно, для ИТР коэффициент перерасчета , для руководителя он будет больше 1, а для техников - меньше 1.

Найдя приведенную численность работы , определяем приведенную к ИТР - дням трудоемкость работы умножением приведенной численности на ожидаемую по продолжительности .

Таблица 42 - Должностные оклады персонала

Категория персонала	Месячный должностной оклад, руб./мес.
Руководитель	15000 (k=1,25)
Инженеры	12000 (k=1)
Техники	6000 (k=0,5)

11.2.2 Расчет сметной стоимости работ

Сметную стоимость работы можно упрощенно подсчитать, зная ее приведенную трудоемкость в ИТР - днях и среднюю стоимость одного ИТР - дня, . Последняя складывается из затрат, представленных в укрупненном виде в таблице 43.

Средняя заработная плата одного инженера рассчитывается делением среднемесячной заработной платы одного инженера (основной и дополнительной) на среднее число рабочих дней в месяце, установленное в законодательном порядке. Остальные статьи затрат рассчитываются по соотношениям, приведенным в таблице 43. Результаты расчетов вносят в таблицу 44.

Таблица 43 - Статьи затрат на написание ДП, в руб

Наименование	Соотношение затрат
Основная заработная плата, Зосн	12000
Дополнительная заработная плата, Здоп	0,11*Зосн = 1320
Отчисление на социальное страхование, Осоц	0,054*(Зосн + Здоп)=719,3
Отчисление в пенсионный фонд, Оп	0,28*(Зосн + Здоп)=3729,6
Отчисление на медицинское страхование, Омед	0,036*(Зосн + Здоп)=479,5
Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См	0,16*Зосн=1920
Накладные расходы, Нр	0,7*Зосн=8400
Командировочные расходы, Кр	0,15*Зосн=1800
Контрагентские услуги и сторонних организаций, Ку	0,5*Зосн=6000
Стоимость оборудования и приборов, Со	0,5*Зосн=6000

Таблица 44 - Трудоемкость и сметная стоимость работ сетевого графика

Код работы	Ожидаемая продолжи- тельность дня, дн	Категория персонала, чел	Приведенная численность, ИТР	Приведенная трудоемкость, ИТР-дн.	Среднедневная заработная плата ИТР-дня, руб./дн.	Среднедневные прочие затраты руб./дн.	Стоимость одного ИТР-дня, руб./дн.	Сметная стоимость работы, руб.
		рук.	ИТР	техник
0-1	1	1	1	0	2,25	2,25	605,45	1320,38	1 925,84	4333,14
1-2	3	0	3	2	4	12	605,45	1320,38	1 925,84	23110,08
1-3	3	0	3	2	4	12	605,45	1320,38	1 925,84	23110,08
1-4	7	1	3	3	5,75	40,25	605,45	1320,38	1 925,84	77515,06
2-5	4	1	3	0	4,25	17	605,45	1320,38	1 925,84	32739,28
4-5	8	0	2	2	3	24	605,45	1320,38	1 925,84	46220,16
5-6	4	0	3	3	4,5	18	605,45	1320,38	1 925,84	34665,12
4-6	10	0	2	2	3	30	605,45	1320,38	1 925,84	57775,2
6-8	4	0	1	2	2	8	605,45	1320,38	1 925,84	15406,72
3-7	3	0	3	0	3	9	605,45	1320,38	1 925,84	17332,56
7-8	1	1	2	0	3,25	3,25	605,45	1320,38	1 925,84	6258,98
8-9	1	1	2	0	3,25	3,25	605,45	1320,38	1 925,84	6258,98
6-10	4	0	1	3	2,5	10	605,45	1320,38	1 925,84	19258,4
10-11	2	1	2	0	3,25	6,5	605,45	1320,38	1 925,84	12517,96
9-12	1	1	1	0	2,25	2,25	605,45	1320,38	1 925,84	4333,14
11-12	4	0	3	3	4,5	18	605,45	1320,38	1 925,84	34665,12
7-13	2	0	1	2	2	4	605,45	1320,38	1 925,84	7703,36
13-14	4	1	1	1	2,75	11	605,45	1320,38	1 925,84	21184,24
14-12	6	0	1	2	2	12	605,45	1320,38	1 925,84	23110,08
14-15	3	0	2	3	3,5	10,5	605,45	1320,38	1 925,84	20221,32
14-16	3	1	2	0	3,25	9,75	605,45	1320,38	1 925,84	18776,94
16-15	2	1	2	0	3,25	6,5	605,45	1320,38	1 925,84	12517,96
15-12	7	0	1	3	2,5	17,5	605,45	1320,38	1 925,84	33702,2
12-18	1	0	2	0	2	2	605,45	1320,38	1 925,84	3851,68
18-20	1	0	1	1	1,5	1,5	605,45	1320,38	1 925,84	2888,76
16-17	6	0	2	3	3,5	21	605,45	1320,38	1 925,84	40442,64
15-17	4	0	2	2	3	12	605,45	1320,38	1 925,84	23110,08
15-20	5	0	1	3	2,5	12,5	605,45	1320,38	1 925,84	24073
17-20	4	0	1	2	2	8	605,45	1320,38	1 925,84	15406,72
12-19	9	0	1	3	2,5	22,5	605,45	1320,38	1 925,84	43331,4
19-20	3	0	3	1	3,5	10,5	605,45	1320,38	1 925,84	20221,32
20-21	2	0	1	2	2	4	605,45	1320,38	1 925,84	7703,36
17-21	3	0	1	2	2	6	605,45	1320,38	1 925,84	11555,04
19-21	1	1	2	0	3,25	3,25	605,45	1320,38	1 925,84	6258,98
17-22	16	0	2	2	3	48	605,45	1320,38	1 925,84	92440,32
22-23	3	0	3	1	3,5	10,5	605,45	1320,38	1 925,84	20221,32
21-23	10	1	3	3	5,75	57,5	605,45	1320,38	1 925,84	110735,8
23-24	3	1	1	0	2,25	6,75	605,45	1320,38	1 925,84	12999,42
Итого		13	71	58	116,25	513				987955,9

12. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС)

12.1 Общие сведения

Энергетика - базовая отрасль промышленности, основа для развития экономики, производственной и социальной сферы страны. Без тепловой и электрической энергии немыслимо функционирование промышленных предприятий, транспорта, жилищно-коммунальной сферы.

По мере роста экономики, увеличения численности и повышения уровня жизни населения потребление энергии для жилых домов и предприятий возрастает. Для организации надежного энергоснабжения и эффективного использования энергии необходима достоверная система учета и контроля электроэнергии.

Достоверность и оперативность учета электрической энергии становится все более актуальной задачей, как для предприятий энергетики, так и для конечных потребителей. И здесь на помощь предприятиям энергетической области приходят АИИСКУЭ и АСКУЭ.

АИИСКУЭ (Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии), выполняет следующие функции:

1. Обеспечение автоматизированного учета электроэнергии в структурных подразделениях энергосистем для коммерческих расчетов между участниками рынка;

2. Определение технических и коммерческих потерь;

3. Управление режимами энергопотребления по данным АИИС;

4. Оснащение точек учета в центрах электроснабжения многофункциональными счетчиками с цифровым интерфейсом;

5. Сбор данных с группы счетчиков одного объекта и передача их на другие уровни системы.

АСКУЭ (Автоматизированные системы коммерческого учета энергии и мощности) -- это комплекс контрольно-измерительной аппаратуры, коммуникаций связи (сетей передачи данных), ЭВМ и программного обеспечения (ПО), позволяющий:

- предприятиям энергетики:

автоматизировать обмен данными с субъектами ФОРЭМ;

автоматизировать расчеты с потребителями и субъектами ФОРЭМ;

добиться повышения достоверности и оперативности учета электрической энергии;

обеспечить автоматизированный контроль технического состояния электроэнергетических систем;

реализовать различные схемы управления распределением энергии и мощности между потребителями;

повысить эффективность работы предприятия.

- конечным потребителям:

добиться повышения достоверности и оперативности учета электрической энергии;

снизить (часто - существенно) оплату за потребляемую энергию и мощность за счет повышения точности измерений и расчетов;

автоматизировать расчеты с поставщиком энергии и мощности (энергокомпанией).

Создаваемая система АСКУЭ позволит повысить точность и надежность учета электроэнергии, перейти на расчет по дифференцированным тарифам, а также выйти предприятию на ФОРЭМ. В настоящее время завершена разработка рабочей документации и готовится поставка оборудования.

По своему назначению АСКУЭ можно разделить на два типа: системы коммерческого учета и системы технического учета.

Коммерческий учет - это учет потребляемой электроэнергии (а также газа, воды и пр.) для денежного расчета за нее с поставщиком. Для такого учета требуется установка приборов повышенной точности.

Технический учет нужен для контроля процессов энергопотребления внутри предприятия, по всем его корпусам, цехам, энергоустановкам. Анализ показаний системы технического учета дает предприятиям ряд возможностей по сокращению потребления электроэнергии и мощности, не оказывая при этом влияния на объемы производства.

По способу сбора и обработки информации эти системы могут выполнять статистические и оперативно - измерительные функции. Статистические АСКУЭ выполняют функции сбора и обработки информации за определенные временные отрезки, на основании которых производятся анализ и расчеты за потребленные виды энергии. Оперативно-измерительные функции АСКУЭ, позволяют в реальном времени отслеживать режимы потребления и качество энергоносителей. Причем это касается не только электроэнергии: на автоматизированный учет можно поставить любой вид энергоносителя - газ, пар, воду, тепловую энергию.

Наиболее выгодным для предприятия было бы наличие комплексной автоматизированной системы, совмещающей в себе статистические, и оперативно-измерительные функции, как коммерческого, так и технического учета.

12.2 Общее описание АСКУЭ системы «КАПС-МИУС»

Система «КАПС-МИУС» состоит из счётчиков активной и реактивной энергии, IBM совместимого персонального компьютера со стандартным и специальным программным обеспечением, контроллеров и линий связи, обеспечивающих связь компьютера со счётчиками. Описываемая система отличается значительно большей защищённостью собранных данных от сбоев питания, обрыва соединяющих линий, неполадок оборудования и развитым программным обеспечением.

Программное обеспечение представляет собой совокупность программных средств общего программного обеспечения и специального программного обеспечения.

В состав общего программного обеспечения входят:

- системное программное обеспечение;

- программное обеспечение систем управления базами данных, которое обеспечивает формирование баз данных, управление файлами и их поиск;

- программное обеспечение, на базе которого реализованы задачи и функции АСКУЭ;

- программное обеспечение, отвечающее за поддержание единого времени в системе.

Система обеспечения единого времени выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии. В данную систему входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. Система единого времени привязывается к единому календарному времени.

В состав специального программного обеспечения входят:

- программные средства поддержания протоколов внутреннего и внешнего взаимодействия уровня приложений;

- программные средства получения данных коммерческого учёта электроэнергии;

- программные средства обработки данных коммерческого учёта электроэнергии;

- программные средства ведения журналов событий;

- программные средства регламентации доступа к информации;

- программные средства формирования архивов информации;

- программные средства предоставления информации;

- программные средства синхронизации времени в АСКУЭ;

- программные средства контроля функционирования системы и её компонентов.

Используемый в счётчиках интерфейс связи «токовая петля» позволяет подключать счётчики последовательно, что значительно сокращает количество соединительных линий, а за счёт второго интерфейса RS485 также можно подключать счётчики со встроенным интерфейсом RS485. Схема подключения электросчётчика к компьютеру напоминает структуру дерева, в которой отдельные ветви, содержащие 1…8 электросчётчиков, при помощи контроллеров L-CL/kCL присоединяются к более крупным ветвям. Последние из них через преобразователь L-RS232/CL («токовая петля»/RS232) соединены с одним из последовательных портов компьютера. Подсоединение к ветвям удалённых абонентов осуществляется с использованием связи по телефонной сети.

Для управления модемом применяются модемные контроллеры MDC 1.01. Используется преобразователь L-RS232/CL для передачи и приёма данных на компьютер с электросчётчиков, находящихся в локальной сети пользователя, а также для последующего просмотра показаний данных электросчётчиков и их архивирования. Для этого интерфейсы «токовая петля» электросчётчиков, через физические двухпроводные линии связи, соединяются с выходами генераторов тока «токовая петля» преобразователя L-RS232/CL, который через интерфейс RS232 соединяется с одним из портов последовательной связи компьютера.

Система дистанционного считывания данных с помощью контроллера MDC 1.01 может быть использована в следующих режимах работы:

- локальный сбор данных электросчётчиков пользователя;

- дистанционная передача данных в центральный компьютер с необслуживаемых подстанций;

- локальный просмотр, обработка, архивирование данных электросчётчиков пользователя и их передача в центральный компьютер.

Система «КАПС-МИУС» осуществляет:

- сбор информации о расходе электроэнергии и мощности (активной и реактивной) в контролируемых точках и каналах от электросчётчиков, типа СЭТ 3р-01-07А, имеющих интерфейс RS-485;