Проектирование подстанции "1 водоподъем" ОАО "Уральская Сталь"

Цепи защиты выполняем с учётом наличия:

одного газового реле (РГЧЗ-66), реагирующего на повреждения в кожухе трансформатора, с двумя контактами действующими соответственно на отключение и на сигнал;

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контакторном объёме трансформатора, которых используется контакт, действующий на отключение.

одного газового реле, реагирующего на повреждения в контактном объёме РПН трансформатора.

В схемах предусматриваем возможность перевода действия отключающих контактов газовых реле трансформатора на сигнал.

Время срабатывания реле 0,05 ? 0,5 секунд. В реле предусмотрены 3 уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с.

Достоинствами газовой защиты являются простота выполнения, срабатывание при всех видах повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность. Однако газовая защита, естественно, не срабатывает при повреждениях вне бака трансформатора. Поэтому она не может быть единственной основной защитой трансформатора.

5.1.6 Температурная сигнализация

Температуру масла в трансформаторах большой мощности контролируют манометрическими термометрами ТСМ-100 или ТКП-180Cr (конденсационный) показывающий, сигнализирующий, принцип действия которых основан на строгой зависимости давления насыщенных паров заполнителя термосистемы (капилляра баллонов) от температуры измеряемой среды (масла).

При повышении температуры давление паров в термобаллоне, соединенном с корпусом капиллярной трубкой, увеличивается, при этом специальное устройство в корпусе термосигнализатора действует на стрелку, которая показывает на шкале температуру масла. При достижении предельно допустимой температуры контактная система прибора замыкает цепь тока на сигнал. Дальнейший рост температуры приводит к замыканию контактов цепи отключения трансформатора.

Температурное реле предназначено для защиты от недопустимого нагрева изоляции обмоток трансформатора. Измерительной частью реле является термодатчик, а исполнительным органом служит электромеханическое промежуточное реле.

5.2 Выбор устройств автоматики на подстанции

Системы электроснабжения - это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления (АЧР, АВР, АПВ) и устройств автоматического регулирования (АРН и АРВ).

5.2.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде, нарушения изоляции во время грозы, падения деревьев, набросав, замыкания проводов движущимися механизмами и т.д. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически устройством автоматического повторного включения (УАПВ). При устойчивых повреждения защита вновь отключает линию после действия УАПВ, т.е. происходит неуспешное АПВ. По статистическим данным, УАПВ в системах электроснабжения нашей страны имеют в среднем 60-75% успешных действий. Такая эффективность УАПВ делает их одним из основных средств повышения надежности электроснабжения. Устройствами АПВ должны оборудоваться воздушные и смешанные кабельно-воздушные линии всех типов напряжением выше 1 кВ при наличии на них соответствующих коммутационных аппаратов. В системах электроснабжения должно предусматриваться также УАПВ шин, трансформаторов и ответственных электродвигателей. Несмотря на указанные различия, все устройства АПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1).Они должны находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, кроме случаев отключения выключателя релейной защитой после включения его дежурным персоналом; не должны приходить в действие при оперативных отключениях выключателя дежурным персоналом, что обеспечивается пуском устройств АПВ от несоответствия положений выключателя и его ключа управления, которое возникает всегда при любом автоматическом отключении выключателя.

2).Устройство АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания, для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей. Запуск устройств АПВ может производиться от несоответствия положения ключа управления и выключателя или от релейной защиты.

Время срабатывания УАПВ принимается равным большему из двух значений

t_c,АПВ ? t_г.п. + t_зап, (5.24)

где t_зап = 0,4 - 0,5 с - время запаса;

t_г.п.= 0,1 - 0,3 с - время готовности привода выключателя к его повторному включению.

t_c,АПВ = 0,2 + 0,5 = 0,7 с.

При запуске от релейной защиты t_c,АПВ увеличивается на время отключения выключателя t_о.в.

t_c,АПВ ? t_г.п. + t_о.в + t_зап, (5.25)

где t_г.п..= 0,1 - 0,3 с - время готовности привода выключателя к его повторному включению.

t_c,АПВ = 0,2 + 0,055 + 0,5 = 0,755 с.

емя возврата устройства АПВ в исходное состояние определяется необходимостью обеспечения заданной кратности его действия. В случае однократного АПВ устройство АПВ, очевидно, не должно быть готовым выдать команду на включение выключателя к моменту его повторного отключения релейной защиты в случае устойчивого к. з. на линии, поэтому

t_в.АПВ. ? t_c,АПВ + t_в.в.+ t_{Р.З. max} + t_о.в. + t_зап, (5.26)

где t_{Р.З. max} -- время срабатывания самой медленно действующей релейной защиты линии, с;

Обычно время возврата для АПВ однократного действия принимается равным t_в.АПВ = 15 - 25 с.

t_в.АПВ. = 0,755 + 0,07 + 2 + 0,055 + 0,5 = 3,38 с.

Принимаем t_в.АПВ. = 15 с.

5.2.2 Автоматическое включение резерва (АВР)

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток К3, упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии и т.п. Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжения потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).

Применяют различные схемы УАВР, однако все они должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям:

1).Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервном для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей

2).Иметь минимальное возможное время срабатывания. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. Минимальное время определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действия УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.

3).Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.

4).Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР. Желательно вообще исключить действие УАВР при К3 на резервируемой секции шин.

5).Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

6).Разрешать, возможно, более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима после успешного действия.

В зависимости от конструкции коммутационного аппарата, схемы электроснабжения и ее номинального напряжения основные требования к устройствам АВР выполняются по - разному (например, сетевые УАВР, устройства АВР в сетях напряжением до 1 кВ).

Релейно-контактные УАВР на постоянном оперативном токе применяют в установках, имеющих выключатели с электромагнитными приводами, электромагниты включения и отключения которых потребляют сравнительно большие мощности. При этом схемы релейной защиты и схемы автоматики выполняют на постоянном или выпрямленном оперативном токе с использованием блоков питания и мощных выпрямительных устройств.

Напряжение срабатывания U_с.р.1, В рассчитывается по формуле

U_с.р.1= (5.27)

где k_в = 1,25 - коэффициент возврата минимального реле;

k_отс = 1,1 1,2 - коэффициент отстройки;

k_U - номинальный коэффициент трансформации трансформатора ТН;

U_ост.к - остаточное напряжение КЗ на шинах низкой стороны трансформатора.

Остаточное напряжение U_ост.к, кВ определяем по формуле

U_ост = (0,5 0,6)U_{ном ,} (5.28)

U_ост = 0,56 = 3 кВ.

U_с.р.1 =

При этом выдержка времени должна быть [8]

t_АВР1 t_{с.з макс} + t.(5.29)

В пусковой орган АВР включают максимальное реле напряжения, которое должно находиться в состоянии после срабатывания при минимальном рабочем напряжении U_раб.min, разрешая действие пускового органа

U_с.р.2 = (5.30)

где К_в = 0,8 - коэффициент возврата максимального реле;

К_отс = 1,5 1,7 - коэффициент отстройки.

U_с.р.2 =

Требование однократности действия УАВР удовлетворяется, если соблюдается условие

t_АВР2 = t_в.в. + t_зап.(5.31)

где t_в.в. - время включения выключателя, с;

t_зап. - 0,3 ? 0,5 с - время запаса.

.

Включенный от УАВР выключатель должен иметь защиту, действующую с ускорением после АВР. Такое ускорение необходимо для отключения секционного выключателя, если он будет включен устройством АВР на КЗ, например, на резервируемой секции шин. В том случае, если при успешном действии УАВР резервный источник питания перегружается и не обеспечивает самозапуск электродвигателей, следует отключить часть нагрузки, например, минимальной защитой напряжения.

5.3 Применение микропроцессорных средств релейной защиты и автоматики

Роль системы релейной защиты и автоматики (РЗА) - минимизировать отрицательный эффект от возникающих в энергосистеме разного рода повреждений и анормальных режимов. Кроме того, внедрение в практику более совершенных (например, быстродействующих) защит в ряде случаев улучшает характеристики использования имеющегося силового оборудования (скажем, повышает пропускную способность линий электропередачи), что дает дополнительный положительный эффект.

«Эффективность» применительно к РЗА и может быть определена как свойство системы РЗА снижать отрицательный эффект от повреждений в энергосистеме. Эффективность РЗА зависит от свойств защищаемого объекта, т.е. от его аварийности и аварийности окружающей его части электрической системы, от функций, которые объект выполняет в энергосистеме. Основной составляющей эффективности РЗА является достигнутый технический уровень устройств и систем РЗА, включающий в себя ряд показателей:

- техническое совершенство (быстродействие, селективность, чувствительность);

- надежность функционирования;

- уровень технологии аппаратных средств;

- уровень программного обеспечения;

- функциональность;

- возможность интеграции в систему АСУ ТП (АСУ Э и др.).

В России накоплен уникальный опыт в области решений по противоаварийной автоматике (ПА) и защите, которые вот уже сто лет обеспечивают функционирование электрических станций, сетей и систем. Но можно отметить ряд недостатков устройств ПА, выполненных на базе дискретных электромеханических реле или полупроводниковых аналоговых реле:

- малое число циклов автоматического повторного включения (АПВ) (максимум два), что снижает эффективность АПВ при неустойчивых повреждениях в воздушных линиях (ВЛ) и препятствует использованию устройств АПВ для автоматизации переключений с целью выделения поврежденного участка в секционированной распределительной сети, отсутствие «ускорения защиты после АПВ»;

- невозможность выполнения сетевого автоматического включения резервного источника питания АВР в виде комплекса необходимых устройств РЗА из-за невозможностиизменения уставок срабатывания РЗА при внезапном изменении режима питания электрической сети;

- отсутствие быстродействующей защиты шин из-за больших ступеней селективности;

- автоматическая разгрузка линий (АРЛ) может действовать только после АВР, т.е. после возникновения режима перегрузки резервного источника питания, т.к. существующая РЗА не способна запоминать и анализировать предшествующие режимы работы объекта;

- автоматические устройства, реагирующие на быстрое изменение частоты в аварийных условиях, требуют большого числа аналоговых реле, что ограничивает область их практического применения.

В 90-х годах в распределительных электрических сетях России началось активное внедрение новых технических средств для обеспечения надежности электроснабжения: воздушных линий с изолированными проводами, однофазных кабелей, вакуумных и элегазовых выключателей, волоконно-оптических каналов связи, микропроцессорных терминалов управления и защиты (МП РЗА) электроустановок.

В настоящее время на российском рынке МП РЗА присоединений 6-35 кВ представлена продукция более двадцати отечественных и иностранных производителей.

Преимущество микропроцессорной защиты в том, что она непрерывно предоставляет всестороннюю информацию о своем состоянии и о режиме работы защищаемого объекта. Микропроцессорное устройство работает постоянно, а электромеханическое - только при срабатывании, т.е. в момент возникновения повреждения на защищаемом объекте. Кроме того, микропроцессорные защиты обладают улучшенными техническими характеристиками по сравнению с электромеханическими защитами (диапазоны установок, стабильность параметров при отклонении основных и вспомогательных воздействующих величин, весогабаритные показатели и т.д.), имеют широкий набор дополнительных функций, удобны и информативны в работе и обслуживании. В то же время, электромеханические реле в меньшей степени подвержены влиянию электромагнитных возмущений, имеют значительно меньшую стоимость по сравнению с микропроцессорными, более просто заменяются и вводятся в работу. В некоторых случаях, экономически оправдано использование электромеханические реле вместо микропроцессорных - с точки зрения показателя необходимая функциональность/стоимость.

Среди преимуществ МП РЗА, отмеченных эксплуатационным персоналом, перед электромеханическими и микроэлектронными устройствами, можно выделить следующие:

- сокращение времени на проведение технического обслуживания;

- повышение надежности за счет уменьшения количества контактных соединений и наличия непрерывной самодиагностики;

- постоянство характеристик, увеличение быстродействия защит;

- повышение точности измерений тока и напряжений;

- улучшение условий согласования основных и резервных защит разных классов напряжений;

- возможность программного изменения уставок и логики работы защиты;

- возможность считывания информации из внутреннего архива событий;

- возможность использования дополнительных защит в существующих отсеках, где нет места для установки дополнительных реле.

Ввод в эксплуатацию МП РЗА позволяет повысить точность и чувствительность защит, улучшить условия согласования защит, ввести новые ступени защит, что в конечном итоге повышает надежность электроснабжения потребителей и исключает возможный ущерб, нанесенный потребителям при прекращении электроснабжения, и убытки, связанные с заменой или ремонтом поврежденного электрооборудования.

В современных цифровых терминалах могут быть совмещены многие различные функции: релейная защита от всех возможных видов повреждений и ненормальных режимов работы электроустановок; функции АПВ ЛЭП, АВР, АРЛ, автоматической частотной разгрузки (АЧР); автоматического отделения поврежденного участка («делительная защита»); других автоматических устройств управления в аварийном и послеаварийном режимах; функции измерения и записи электрических величин, оперативного и запрограммированного управления коммутационными аппаратами; функции отделения места повреждения на аварийно отключившейся ЛЭП и т.д.

Кроме больших функциональных возможностей МП РЗА обладают многими замечательными свойствами:

- непрерывной автоматической самопроверкой,

- запоминанием событий, осциллографированием,

- регистрацией процессов,

- возможностью дистанционного контроля,

- возможностью оперативного изменения настройки РЗА с помощью ЭВМ и канала связи или по заранее предусмотренному в этом же реле фактору,

- интеграция в АСУ.

Перечисленные выше преимущества МП РЗА делают их наиболее перспективными для автоматизации распределительных сетей. Использование МП РЗА дает и дополнительный экономический эффект за счет существенного снижения расходов на обслуживание РЗА, уменьшения размеров повреждений электроустановок при быстром отключении КЗ и осуществления «профилактической» защиты электрооборудования от опасных ненормальных режимов.

6. Внедрение автоматизированной системы учета электропотребления

6.1 Актуальность внедрения АСКУЭ

В связи с переходом к рыночной экономике, возникла необходимость повысить эффективность управления энергопотреблением, поскольку это отвечает экономическим интересам поставщиков и потребителей электроэнергии. Одним из направлений решения данной задачи является точный контроль и учет электроэнергии. Именно это направление должно обеспечить значительную часть общего энергосбережения, потенциал которого составляет более 1/3 всего нынешнего объема энергопотребления. Новые экономические отношения в сфере управления энергопотреблением проявляются в формировании единого рынка электроэнергии. Исходя из выше сказанного, рынок электроэнергии должен представлять собой многокомпонентный механизм согласования экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии. Одним из самых важных компонентов рынка электроэнергии является его инструментальное обеспечение, которое представляет собой совокупность систем, приборов, устройств, каналов связи, алгоритмов и т. п. для контроля и управления параметрами энергопотребления. Базой формирования и развития инструментального обеспечения являются автоматизированные системы контроля и учета потребления электроэнергии.

На сегодняшний день доля энергоресурсов в себестоимости продукции для многих промышленных предприятий составляет от 10-25 до 40 %, это связано с существованием заниженных тарифов и цен на электроэнергию в советское время и более быстрым (в 2-3 раза) темпом роста цен на энергоресурсы в 90-е годы. При прогнозируемом росте цен на электроэнергию, который за 3 ? 5 лет наверняка достигнет уровня близкого к уровню Западной Европы, энергозависимые предприятия должны иметь возможность управления энергопотреблением, с тем, чтобы планомерно снижать удельный вес платы за электроэнергию в себестоимости своей продукции. Это возможно только при налаженном коммерческом и техническом учете электроэнергии. Современная торговля электроэнергией основана на использовании автоматизированного приборного энергоучета, сводящего к минимуму участие человека в процессе сбора, обработки и передачи информации и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учета. Cоздание автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) является необходимым условием режима экономии энергии на промышленном предприятии. При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты. АСКУЭ с техническим учетом электроэнергии позволяет получить картину энергопотребления каждого объекта в режиме максимально приближенном к реальному времени и, соответственно, планировать подключение своих объектов с максимальной эффективностью. Имея АСКУЭ, предприятие имеет возможность воспользоваться дифференцированными тарифами на оплату электроэнергии, а это, в свою очередь, позволяет спланировать производство таким образом, чтобы максимально перевести деятельность энергоемких операций на время действия льготных тарифов. В этих условиях объективно возрастает необходимость в повышении научного подхода к построению АСКУЭ.

6.2 Структура АСКУЭ

Решение проблем энергоучета на предприятии требует создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ), в структуре которых в общем случае можно выделить четыре уровня, как показано на рисунке 6.1.

Рисунок 7.1 - Структура АСКУЭ

Первый уровень - первичные измерительные приборы (ПИП) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность, давление, температуру, количество энергоносителя, количество теплоты с энергоносителем) по точкам учета (фидер, труба и т.п.).

Второй уровень - устройства сбора и подготовки данных (УСПД), специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхние уровни.

Третий уровень - персональный компьютер (ПК) или сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам - по подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия.

Четвертый уровень - сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с ПК и/или группы серверов центров сбора и обработки данных третьего уровня, дополнительное агрегирование и структурирование информации по группам объектов учета, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений персоналом службы главного энергетика и руководством территориально распределенных средних и крупных предприятий или энергосистем, ведение договоров на поставку энергоресурсов и формирование платежных документов для расчетов за энергоресурсы.

В состав систем АСКУЭ входят:

- микропроцессорные счетчики электроэнергии;

- устройства сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-325, RTU-327, шкафы НКУ АСКУЭ.Программное обеспечение для всех уровней систем;

- оборудование связи (телефонные, ВЧ и радио-модемы, модемные пулы, ВОЛС преобразователи, кабели и т.п.);

- автоматизированные рабочие места (АРМ), компьютерное оборудование (коммуникационные серверы, серверы баз данных, рабочие станции, источники бесперебойного питания, концентраторы для организации локальной сети и т.д.).

Основные правила, при разработке и внедрении систем АСКУЭ:

- измерения на базе цифровых методов обработки процессов;

- цифровые интерфейсы передачи измеренных параметров;

- глубокое архивирование основных измерений в счетчике;

- контроль достоверности и полноты данных на всех уровнях системы;

- диагностика работоспособности системы;

- резервирование каналов связи;

- параллельная синхронно-асинхронная обработка данных;

- иерархическое построение системы;

- возможность распределенной обработки данных;

- защита информации на всех системных уровнях;

- использование проверенных и стандартных компонентов системы и инструментальных средств;

- параллельный сбор данных; масштабируемость и наращиваемость;

- управление коэффициентом готовности системы на этапе проектирования.

Подход к созданию АСКУЭ основан на синтезе типовых решений и совместной работе с заказчиком по выбору оптимального (по ценовым и функциональным показателям) варианта, в каждом конкретном случае.

В концепцию создания систем АСКУЭ заложено два основных принципа: общепризнанная надежность цифровых технологий сбора и передачи данных и открытая архитектура системы, позволяющая вести ее дальнейшее развитие.

Гибкая настройка под любой объект, масштабируемость, использование цифровых и импульсных счетчиков в рамках одной системы, оперативный контроль и мониторинг в режиме реального времени

6.3 Требования, критерий оптимальности и преимущества АСКУЭ

Использование различных технологических решений при создании АСКУЭ, следует рассматривать в контексте соблюдения обобщенного критерия оптимальности, под которым понимается минимум затрат на внедрение и эксплуатацию АСКУЭ

З_АСКУЭ --> min, (6.1)

где З_АСКУЭ - затраты предприятия энергосбыта на внедрение и эксплуатацию АСКУЭ, руб.

Сравнение существующих решений на этой основе позволит выявить области их рационального (нерационального) применения и предложить функциональное решение, удовлетворяющее критерию оптимальности (6.1) и реализующее функцию цели АСКУЭ в виде условия комплексной минимизации коммерческих потерь электроэнергии

Пк = П_НЕД + П_ОПЛ + П_ХИЩ + П_ОГР + П_КАЧ + П_ДОЛГ, (6.2)

где П_НЕД - потери из-за недостатков в энергосбытовой деятельности, руб.;

П_ОПЛ - потери при востребовании оплаты, руб.;

П_ХИЩ - потери от хищения электроэнергии, руб.;

П_ОГР - потери из-за ограничения потребляемой мощности «сверху», руб.;

П_КАЧ - потери из-за нарушения качества электроэнергии, руб.;

П_ДОЛГ - потери при востребовании долгов, руб.

Следует заметить, что слагаемое П_ДОЛГ является зависимым от слагаемых П_НЕД, П_ОПЛ и П_ХИЩ. Поэтому минимизация последних приводит и к минимизации П_ДОЛГ.

Достижение глобального минимума целевой функции возможно при комплексном выполнении условия: П_НЕД --> min; П_ОПЛ --> min; П_ХИЩ --> min; П_ОГР --> min; П_КАЧ --> min.

Что же касается выполнения условия (6.1), то дополнительное снижение величины З_АСКУЭ можно получить за счет грамотного поэтапного внедрения АСКУЭ.

В частности, тотальная автоматизация энергоучета «образцовых плательщиков» не будет способствовать уменьшению значения П_ОПЛ и П_ХИЩ. Однако первоочередное внедрение АСКУЭ, удовлетворяющей условиям (6.1) и (6.2), для «забывчивых» абонентов и «злостных неплательщиков» способно повысить у них платежную дисциплину и снизить величину несанкционированного (безучетного) потребления электроэнергии.

Оценка экономического эффекта от внедрения АСКУЭ производится в соответствии с отраслевой методикой «Расчет оценки экономического эффекта от внедрения АСКУЭ». Методика соответствует государственному документу «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (утверждены Министерством экономики и Министерством финансов, № ВК 477 от 21.06.99). Эффект от внедрения АСКУЭ рассчитывается за весь с рок реализации этого инвестиционного проекта, в качестве которого принята величина амортизационного периода по оборудованию, входящему в комплект АСКУЭ. На основании «Единых норм амортизационных отчислений» срок реализации данного проекта рекомендуется считать равным 8 годам (норма амортизации составляет 12,5 %). При этом налог на имущество рассчитывается как 2 % от остаточной стоимости основных фондов АСКУЭ. По каждому году реализации проекта составляются денежные потоки, включающие в себя стоимостную оценку результатов внедрения АСКУЭ и затрат, связанных с ее внедрением. К затратам относятся капитальные вложения на закупку и монтаж соответствующего оборудования. Текущие затраты на эксплуатацию АСКУЭ включают оплату налога на имущество. Результатом внедрения АСКУЭ является снижение затрат на оплату электроэнергии вследствие: появления возможности перехода по согласованию с поставщиком электроэнергии на более выгодный одноставочный зонный тариф, стимулирующий оптимизацию суточного графика потребления электрической энергии; полного контроля за процессом электропотребления, что позволяет сокращать непроизводительные затраты электроэнергии; возможности получения электроэнергии с более выгодного рынка ФОРЭМ.

На основе расчета денежных потоков по каждому году рассчитываются следующие показатели: сальдо (разница притока и оттока денежных средств по годам), чистый доход (по годам и нарастающим итогом), чистый дисконтированный доход, срок окупаемости инвестиций. При необходимости рассчитывается внутренняя норма доходности, представляющая такую норму дисконта, при которой чистый дисконтированный доход обращается в нуль. Дисконтирование денежного потока в i-м году производится путем умножения сальдо С_i указанного года на коэффициент дисконтирования , рассчитываемый по формуле

,(6.3)

где Е -- норма дисконта (рекомендуемое значение 0,1);

t_i и t₀ -- расчетный (i-й) и начальный годы реализации проекта.

Суммированием величин сальдо и дисконтированных величин сальдо за весь срок реализации проекта находятся показатели чистого дохода и чистого дисконтированного дохода соответственно. Только положительные величины чистого дохода и чистого дисконтированного дохода за весь период реализации проекта свидетельствуют об эффективности инвестиций в АСКУЭ.

Для того, чтобы определить величину снижения затрат на оплату электроэнергии при переходе на зонные тарифы необходимо сопоставить суммы оплаты за один и тот же объем электроэнергии при двухставочном тарифе и при зонных тарифах. Исходные данные по электропотреблению должны удовлетворять условию

V_н + V_п + V_пп = V'_н + V'_п + V'_пп,(6.4)

где V_н - потребление электроэнергии в ночное время суток;

V_п - потребление электроэнергии в пиковом режиме суток;

V_пп - потребление электроэнергии в полупиковом режиме суток;

V'_н - рациональное выгодное потребление электроэнергии в ночное время суток;

V'_п - рациональное выгодное потребление электроэнергии в пиковом режиме суток;

V'_пп - рациональное выгодное потребление электроэнергии в полупиковом режиме суток;

Суточная плата за электроэнергию по зонному тарифу Ф_с определяется по формуле

Ф_с = V'_н·Т_н + V'_п·Т_п + V'_пп·Т_пп,(6.5)

где Т_н - ночной тариф за электроэнергию;

Т_п - пиковый тариф за электроэнергию;

Т_пп - полупиковый тариф за электроэнергию.

На основе суточной величины платы за электроэнергию находится величина месячной платы для зимнего, летнего и переходного периодов (Ф_з, Ф_л, Ф_п). Годовой объем платы за электроэнергию Ф_г при использовании зонных тарифов определяется на основании месячной оплаты для зимнего, летнего и переходного периодов и числа месяцев в указанных периодах. Полученная величина сравнивается с годовой платой за электроэнергию Ф'_г при двухставочном тарифе. Величина эффекта в оплате за электроэнергию за счет перехода на зонные тарифы Э_эг определяется по формуле

Э_эг = Ф_г - Ф'_г.(6.6)

В некоторых случаях зонные тарифы могут быть более выгодными по сравнению с двухставочными даже без изменения потребления электроэнергии в период, оплачиваемый по льготным тарифам. Поскольку зонные тарифы внедрены не во всех энергосистемах, то эффект по данной позиции на перспективу можно оценить укрупнению, на основании имеющегося опыта использования таких тарифов. Экспертно он оценивается в 5 ? 6 % от базового объема затрат на электроэнергию.

Эффект от сокращения непроизводительных расходов электроэнергии Э_снр рекомендуется рассчитывать по формуле

Э_снр = V₆· К_сн· Т_э,(6.7)

где V₆ -- базовое потребление электроэнергии;

К_сн -- коэффициент снижения потребления электроэнергии вследствие сокращения непроизводительного его расхода после внедрения АСКУЭ (экспертное значение 0,02 -- 0,03);

Т_э -- действующий тариф на электроэнергию.

Федеральный оптовый рынок электрической энергии (ФОРЭМ) находится на стадии формирования. При этом предусматривается создание конкурентных рынков («рынок на сутки вперед», «балансирующий рынок», «рынок резервов по прямым платежам») и регулируемого рынка. При этом в лучшем положении окажутся потребители, оснащенные современными средствами АСКУЭ, отвечающие требованиям энергоснабжающих организаций.

В настоящий момент рынок автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии бурно развивается. Разрабатываются новые принципы построения автоматизированных систем, внедряются новые технологии. Все большее внимание уделяется научному подходу к разработке данных систем, разработке методов оценки эффективности от их внедрения.

Внедрение автоматизированных систем контроля и учета в энергосистемах позволяет:

- повысить точность, оперативность и достоверность учета расхода электроэнергии и мощности;

- выполнять оперативный контроль за режимами электропотребления, в том числе контроль договорных величин электроэнергии и мощности;

- оперативно предъявлять санкции предприятиям за превышение договорных и разрешенных величин мощности.

Внедрение АСКУЭ на промышленных предприятиях дает возможность энергосистеме:

- вести в автоматизированном режиме жесткий контроль за потреблением энергии и мощности предприятиями-абонентами;

- организовать отключения нарушителей режимов;

- осуществлять расчеты за потребленную энергию и мощность;

- выставлять штрафные санкции предприятиям в случае превышения ими договорных величин.

Это дает не только экономический эффект, но и повышает ответственность потребителей за использование энергии, побуждает их проводить энергосберегающие мероприятия с целью сокращения энергопотребления.

7. Экономическая часть

7.1 Расчет технико-экономических показателей подстанции

В соответствии с методикой технико-экономических расчетов в энергетике суммарные приведенные затраты З_г, тыс.руб., рассчитываются по формуле

З_г = Е_нК + И_г,(7.1)

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике равным 0,12;

К - капитальные вложения, тыс. руб.;

И_г - ежегодные издержки производства, тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию К, тыс. руб., определяются по выражению

К = К_л + К_ору + К_кру + К_т,(7.2)

где К_л - капитальные вложения при сооружении электрических линий, тыс. руб.;

К_ору - суммарные капитальные вложения на сооружение ОРУ 35 кВ, тыс. руб.;

К_кру - суммарные капитальные вложения на сооружение КРУ 6 кВ, тыс. руб.;

К_т - капитальные затраты на трансформаторы ГПП, тыс. руб.

Капитальные затраты на трансформаторы К_т, тыс. руб.

К_т = k_от n_т,(7.3)

где k_от - стоимость трансформаторов и монтажных работ, тыс. руб.;

n_т - количество трансформаторов.

Капитальные затраты на воздушные линии 35 кВ К_л, тыс. руб.

К_л = k_олl,(7.4)

где l - длина линии, км;

k_ол - стоимость 1 км линии с учетом стоимости прокладки кабеля, тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение ячеек ОРУ 35 кВ К_ору, тыс. руб.

К_ору = k_вn_в + k_рn_р, (7.5)

где k_в - стоимость и монтаж одного выключателя ОРУ 35 кВ, тыс. руб.;

n_в - количество выключателей;

k_р - стоимость и монтаж одного разъединителя ОРУ 35 кВ, тыс. руб.;

n_в - количество разъединителей.

Суммарные капитальные затраты на сооружение КРУ 6 кВ К_{кру ,} тыс.руб.

К_кру = k_кру n_в,(7.6)

где k_кру - стоимость и монтаж одной ячейки КРУ 10 кВ, тыс. руб.;

n_в - количество ячеек.

Ежегодные издержки производства, представляющие собой сумму всех отчислений и расходов, связанных с эксплуатацией данной электроустановки, для каждого звена системы определяются по формуле

И_г = И_а + И_W + И_э,(7.7)

где И_а - амортизационные отчисления на восстановление (реновацию) и капитальный ремонт оборудования, тыс. руб.;

И_W - стоимость потерянной электроэнергии, тыс. руб.;

И_э - расходы на эксплуатацию, включающие заработную плату, общественные расходы и расходы на текущий ремонт, тыс. руб.

Амортизация - это денежное возмещение износа основных производственных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции, то есть амортизации есть денежное выражение физического и морального износа основных производственных фондов.

Амортизационные отчисления И_а, тыс. руб., определяются по формуле

(7.8)

где р_а - норма амортизационных отчислений, определяется по [5].

Ежегодные издержки в рублях на покрытие потерь электроэнергии в звеньях электрической сети И_W, тыс. руб. определяются по следующим формулам

- в трансформаторах И_т, тыс. руб.

(7.9)

где = 3411 - время наибольших потерь, ч;

n - количество трансформаторов;

t - часов работы трансформатора за год, ч;

Р_х. - потери мощности при холостом ходе трансформатора (потери мощности в стали трансформатора), кВт;

Р_к - потери мощности короткого замыкания трансформатора (потери мощности в меди трансформатора), кВт;

Ц_т.м, Ц_т.с - удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии соответственно меди и стали трансформатора, коп./(кВтч).

- в электрической линии И_л, тыс. руб.

(7.10)

где r - активное удельное сопротивление 1 км кабельной линии, Ом/км.

Расходы на эксплуатацию рассчитываются с учетом затрат на капитальные, текущие ремонты, зап.части для ремонта и текущее обслуживание электрооборудования.

Расходы на эксплуатацию И_э, тыс. руб.

И_э = n_у.е., (7.11)

где = 35 тыс. руб./у.е. - годовые расходы на обслуживание одной условной единицы;

n_у.е. - число условных единиц, в которые оценивается данный элемент электроустановки.

n_у.е. = n_вл + n_тр + n_ору + n_кру. (7.12)

Произведем расчет технико-экономических показателей подстанции «1 водоподъем» для двух вариантов:

I вариант - для существующей схемы электрических соединений подстанции с масляными выключателями 35 кВ и 6 кВ и силовыми трансформаторами ТМН - 6300/35 мощностью 6300 кВА;

II вариант - для выбранной схемы электрических соединений подстанции с установкой вакуумных выключателей 35 и 6 кВ и силовыми трансформаторами ТМН - 2500/35 мощностью 2500 кВА.

Стоимость и монтаж трансформаторов К_т

К_т1 = 28002 = 5600 тыс. руб.

К_т2 = 21002 = 4200 тыс. руб.

Капитальные вложения в воздушные линии К_л

АС-95/16 (I вариант)

К_л1 = 45,716,7 = 306,26 тыс. руб.

СИП-3 - 35 (II вариант)

К_Л2 = 51,3836,7 = 344,27 тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение ячеек ОРУ 35 кВ

I вариант (с масляными выключателей типа С - 35М)

К_ору1 = 270·5 = 1350 тыс. руб.

II вариант (с вакуумными выключателями типа ВБЭС-35III)

К_ору2 = 6402 = 1280 тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение КРУ 6 кВ:

выключатели типа ВМГ-133 (I вариант)

К_кру1 = 41,09 = 369 тыс. руб.

выключатели типа ВРС - 6 (II вариант):

К_кру2 = 4309 = 3870 тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию К по формуле (7.2)

К₁ = 5600 + 306,26 + 1350 + 369 = 7625,26 тыс. руб.

К₂ = 4200 + 344,27 + 1280 + 3870 = 9694,27 тыс. руб.

Расчет ежегодных издержек производства.

Амортизационные отчисления

тыс. руб.

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

тыс. руб.

тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии в воздушных линиях

тыс. руб.

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии И_W, тыс. руб.

И_W1 = 2,71 + 1,86 = 4,57 тыс. руб.

И_W2 =2,26 + 4,37 = 6,63 тыс. руб.

Расход на эксплуатацию произведем с учетом того, что вакуумные выключатели не требуют ремонта, по крайней мере, в течение 20 лет, в то время как дугогасящие устройства масляных выключателей примерно в эти же сроки требуют очистки от копоти, пыли и влаги. Дугогасящие устройства вакуумных выключателей заключены в герметичные оболочки, и их внутренняя изоляция не подвергается воздействию внешней среды.

Число условных единиц для подстанции

n_у.е.1 = 6,70,8 + 210 + 5·9,6 + 92,2 = 93,16 у.е.

n_у.е.2 = 6,70,8 + 210 + 20 + 90 = 25,36 у.е.

Расходы на эксплуатацию

И_э1 = 3593,16 = 3260,6 тыс. руб.

И_э2 = 3525,36 = 887,6 тыс. руб.

Ежегодные издержки производства по формуле (7.7)

И_г1 = 475,77 + 4,57 + 3260,6 = 3740,94 тыс. руб.

И_г2 = 606,66 + 6,63 + 887,6 = 1500,89 тыс. руб.

Приведенные годовые затраты на подстанцию по формуле (7.1)

З_г1 = 0,127625,26 + 3740,94 = 4655,97 тыс. руб.

З_г2 = 0,129694,27 + 1500,89 = 2664,2 тыс. руб.

Расчет технико-экономических показателей подстанции сведен в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Технико-экономические показатели подстанции

Наименование показателя	Ед. изм.	1 вариант	2 вариант
Капитальные затраты, в том числе на: трансформаторы воздушные линии ОРУ 35 кВ КРУ 6 кВ	тыс. руб.	7625,26 5600,0 306,26 1350,0 369,0	9694,27 4200,0 344,27 1280,0 3870,0
Амортизационные отчисления	тыс. руб.	475,77	606,66
Потери электроэнергии в трансформаторах	тыс. руб.	2,71	2,26
Потери электроэнергии в воздушных линиях	тыс. руб.	1,86	4,37
Стоимость потерь электроэнергии	тыс. руб.	4,57	6,63
Расходы на эксплуатацию	тыс. руб.	3260,6	887,6
Годовые издержки производства	тыс. руб.	3740,94	1500,89
Годовые приведенные затраты	тыс. руб.	4655,97	2664,2

Рассчитаем превышение годовых затрат ?З_г1, тыс. руб. по варианту 1 по формуле

(7.13)

где З_г1, З_г2 - приведённые годовые затраты по первому и второму вариантам, тыс. руб.

4655,97 - 2664,2 = 1991,77 тыс. руб.

Определим разницу годовых затрат в процентах , % по формуле

(7.14)

Разница между вариантами составляет 74,8 %, поэтому принимается вариант II с установкой вакуумных выключателей 35 и 10 кВ как более надежных и безопасных, с отсутствием затрат на их эксплуатацию.

7.2 Экономия электроэнергии при эксплуатации оборудования подстанций

Снижение потерь электроэнергии в сетях является частью общей задачи повышения экономичности работы энергосистемы. Основной способ экономии, ее экономия за счет уменьшения потерь электроэнергии в трансформаторах подстанции и воздушных линиях электропередачи.

При проектировании и реконструкции подстанции необходимо применять:

1).рациональные напряжения;

2).рациональное число трансформаций;

3).рациональные мощности и количество трансформаторов на подстанции;

4).более современное и технически надежное оборудование.

Около 70 % электроэнергии, вырабатываемой электростанциями Российской Федерации, расходуется на промышленных предприятиях. Из этого можно заключить, какое огромное значение имеют вопросы экономии электроэнергии в промышленных установках.

Рассматривая процесс передачи электроэнергии от источников питания к электроприемникам с дальнейшим использованием ее в технологическом процессе производства, весь расход можно подразделить на полезно используемый и потери.

Составляющие потерь электроэнергии классифицируются следующим образом:

1).номинальные потери, зависящие только от паспортных данных и параметров самих элементов;

2).эксплуатационные потери, обусловленные режимами работы источника питания и электроприемников, качеством0 электроэнергии, схемой. Электроснабжения, а также отклонениями технологического процесса от оптимального режима (нарушение оптимального режима плавки, сушки, перекачки и т.п.).

Эффективность использования электроэнергии зависит от характера технологического процесса, поэтому мероприятия по экономии электроэнергии на каждом предприятии имеют свою специфику. Контроль за рациональным использованием электроэнергии осуществляется отделом главного энергетика, руководителями участков, цехов, предприятия.

Экономия только 1 % электроэнергии на каждом предприятии может в совокупности освободить огромные мощности в энергосистемах. Ниже приведены методы и способы экономии электроэнергии в элементах системы электроснабжения.

7.2.1 Экономия электроэнергии в трансформаторах

На промышленном предприятии силовые трансформаторы устанавливают на главных понизительных, на цеховых и на специальных подстанциях: преобразовательных, электропечных, сварочных и др. Потери электроэнергии в трансформаторах являются неизбежными, однако размер их должен быть доведён до возможного минимума путём правильного выбора мощности и числа силовых трансформаторов, а также рационального режима их работы. Кроме того, следует стремиться к уменьшению потерь электроэнергии путём исключения холостого хода трансформаторов при малых загрузках. Это мероприятие имеет особое значение при эксплуатации цеховых трансформаторов предприятий, работающих в одну или две смены, а также в выходные дни.

Обычно на предприятиях в свободное от работы время или в выходные дни ведутся ремонтные работы, испытания оборудования и т.д. Для производства таких работ также требуется электроэнергия, но в значительно меньшем количестве, чем в рабочие дни. Включение всех цеховых трансформаторов вызывает большие нерациональные потери за счёт потерь холостого хода трансформаторов. Для устранения таких потерь рекомендуется проектировать новые схемы электроснабжения предусматривая резервные связи (перемычки) на стороне низкого напряжения цеховых трансформаторов. При этом целесообразно питать установки для ремонтных работ, ночного, охранного и дежурного освещения по всей территории предприятия и т.п., включая работу только 1, 2-ух трансформаторов в разных точках сети.

В условиях действующих промышленных предприятий при отсутствии запроектированной схемы такого питания можно путём незначительной реконструкции сети обеспечить целесообразный режим работы силовых трансформаторов. Ограничение холостого хода имеет большое значение также для таких установок, сварочные и электропечные аппараты.

Следует отметить, что работа трансформаторов в режиме холостого хода или близком к нему вызывает изменение потерь не только в самом трансформаторе, но и во всей системе питания из-за низкого коэффициента мощности при холостом ходе трансформатора.

7.2.2 Экономия электроэнергии в линиях

Потери электроэнергии в линиях зависят от значения сопротивлений и тока, пропускаемого через линии. Сопротивление действующих линий может считаться практически постоянным. Отсюда следует, что для уменьшения потерь электроэнергии возможен один путь - уменьшение протекающего через них тока. Уменьшить значение тока можно, например, использованием в работе значительного количества резервных линий. При наличии параллельных линий желательно из соображений экономии электроэнергии держать их включенными параллельно. При проектировании системы электроснабжения предприятия необходимо выбирать вариант, при котором отсутствуют реакторы, или вариант с минимальными потерями в реакторах. С этой точки зрения, рассматриваемые варианты должны обязательно сопоставляться по технико-экономическим.

7.2.3 Экономия электроэнергии в трёхфазных сетях напряжением до 1000 В с несимметричной нагрузкой

При неравномерном распределении нагрузок по фазам трёхфазной системы, потери электроэнергии больше, чем при симметричной нагрузке. Равномерность загрузки фаз должна быть обеспечена в первую очередь за счёт правильного распределения однофазных и двухфазных нагрузок по фазам. Вторым мероприятием для уменьшения асимметрии в сетях напряжением до 1000 В является установка нейтраллеров на вводах заземление свинцовой оболочки кабеля. Экономическая целесообразность второго мероприятия определяется соотношением между затратами на установку нейтраллеров и стоимостью сэкономленной электроэнергии в результате устранения асимметрии нагрузки.

Мероприятия по выравниванию нагрузки фаз целесообразно проводить в трансформаторах, загруженных более чем на 30 % номинальной мощности, неравномерностью нагрузки можно пренебречь, так как нагрузочные потери незначительно превышают потери холостого хода.

7.2.4 Экономия электроэнергии за счет применения повышенных напряжений и регулировки напряжений

Установка понижающих трансформаторов с высшим напряжением 35 и 10 кВ вблизи преемников электроэнергии и сокращение длины цеховых сетей напряжением 0,4 кВ дают значительную экономию электроэнергии. Это достигается применением глубокого ввода в системах промышленного электроснабжения.

Регулировка напряжений, то есть поддержание величины напряжения в верхних пределах, допускаемых ГОСТом, позволяет уменьшить потери в распределительной сети, которые пропорциональны квадрату напряжения. Это достигается применением устройств регулирования под нагрузкой трансформаторов ГПП и устройств переключения без возбуждения трансформаторов цеховых подстанций.