Проектирование системы электроснабжения многоэтажного жилого здания. Часть 3.

---

Страницы:   1   2   3

---

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ РАСХОДА И УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

3.1. Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в городских электрических сетях

Рост потерь в электрических сетях обусловлен несколькими причинами. В качестве основной выдвигают фактор перехода от централизованных к рыночным методам управления энергетикой. Период перехода обострил ряд негативных явлений, оказывающих влияние на величину потерь энергии. К их числу следует отнести: ослабление контроля над потреблением электроэнергии, снижение платежеспособности значительной части потребителей, рост хищений электроэнергии, несовершенство построения энергоснабжающих сетей, устаревшие системы учета электроэнергии и т.д.

Потери возникают при передаче электрической энергии в каждом элементе электрической сети. Для изучения составляющих потерь в различных элементах сети и оценки необходимости проведения того или иного мероприятия, направленного на снижение потерь, выполняется анализ структуры потерь электроэнергии.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии ΔWТ, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ΔWСН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔWИзм;

4) коммерческие потери ΔWК, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Применение современных математических методов расчета позволяет минимизировать технологические расходы электроэнергии и довести их до технически обоснованных величин.

Основным условием работы электрической сети с минимальными поте­рями является ее рациональное построение. При этом особое внимание должно быть уделено правильному определению точек деления в замкнутых сетях, экономичному распределению активных и реактивных мощностей, внедрению замкнутых и полузамкнутых схем сети 0,4 кВ.

Потери энергии в рационально построенных и нормально эксплуатируе­мых сетях не должны превышать обоснованного технологического расхода энергии при ее передаче и распределении. Мероприятия по снижению потерь энергии должны проводится в сетях, где есть те или иные отклонения от рационального построения и оптимального режима эксплуатации.

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях может быть достигнуто как в результате проведения мероприятий по общей оптимизации сети, когда снижение потерь энергии является одной из составляющих частей комплексного плана, так и в результате проведения мероприятий, направленных только на снижение потерь. По этому признаку все мероприятия по снижению потерь (МПС) могут быть условно разделены на три группы:

• организационные, к которым относятся МПС по совершенствованию
  эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов (малозатратные и беззатратные МПС);
• технические, к которым относятся мероприятия по реконструкции, мо­дернизации и строительству сетей (МПС, требующие капитальных затрат);
• мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть как беззатратные, так и требующих дополнительных затрат (при организации новых точек учета).

К организационным мероприятиям могут относиться:

• определение (выбор) точек оптимального деления сети 6-10 кВ;
• уменьшение времени нахождения линии в отключенном положении
  при выполнении технического обслуживания и ремонта оборудования и линий;
• снижение не симметрии (неравномерности) загрузки фаз;
• рациональная загрузка силовых трансформаторов.

К приоритетным техническим мероприятиям в распределительных сетях 10(6) — 0,4 кВ относятся:

• использование максимально допустимого сечения проводов в электри­ческих сетях напряжением 0,4 — 10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;
• усиление элементов действующей сети путем прокладки новых линий или замене проводов и кабелей на большие сечения;
• проведение работы по компенсации реактивных нагрузок;
• поддержание значений показателей качества электроэнергии в соот­ветствии с требованием ГОСТ 13109-97;
• комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей,
  применение коммутационных аппаратов нового поколения;

В состав мероприятий по совершенствованию учета следует предусматривать:

— применение приборов учета (электросчетчики, измерительные трансформаторы) более высокого класса точности измерения;

— осуществление мер по предупреждению несанкционированного доступа к клеммам средств измерений;

— внедрение автоматизированных систем учета, сбора и передачи информации;

— проведение организационных и технических мероприятий по предупреждению выявления и устранению безучетного потребления электрической энергии.[4]

Характерной особенностью режима работы электрических сетей 0,4 кВ является неравномерность загрузки фаз.

Выравнивание нагрузок производится переключением нагрузки с более загруженной фазы на менее загруженные после проведения замеров нагрузок по фазам линии и анализа результатов.

Отрицательное влияние несимметрии, которую нельзя устранить вырав­ниванием нагрузок по фазам, можно уменьшить:

• заменой силовых трансформаторов со схемой соединения обмоток «звезда/звезда» на трансформаторы со схемой «звезда/зигзаг» или «треугольник/звезда», которые менее чувствительны к несимметрии нагрузок;
• увеличением сечения нулевого провода в линии 0,4 кВ до сечения фазного провода.

Рекомендуется приближать источники питания к центрам электрических нагрузок.

Сокращение потерь электроэнергии достигается заменой трансформаторов при устойчивом недоиспользовании их мощности. При коэффициенте загрузки трансформатора 10(6)/0,4 кВ меньше 0,5, имеет место существенное относительное увеличение потерь электроэнергии за счет потерь холостого хода.

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Снижение потерь электроэнергии при передаче и распределении является актуальной задачей энергоснабжающих организаций и одним из основных направлений энергосбережения.

3.2. Автоматизированная система контроля, учета и управления электропотреблением

С целью повышения эффективности работы этих электрических сетей, надежности, качества и экономичности электроснабжения потребителей в последние годы в рамках создания интегрированных автоматизированных систем управления ПЭС началось внедрение комплексов телемеханики и вычислительной техники на нижних уровнях управления — в районах электрических сетей.

В настоящее время в эксплуатации энергопредприятий в основном находятся системы АСКУЭ, идеология которых была разработана еще в 70-е годы и была ориентирована на существующие в то время методики организации сбора данных по радиальному (веерному) принципу с преобразованием импульсов счетчиков в именованные величины в специально разработанных для этих це­лей устройствах сбора данных (УСД).

Для соблюдения порядка учета отпускаемой потребителю электрической энергии и мощности и учета всех тарифных групп потребителей, установленных в договоре на пользование электрической энергии, разрабатаваемые  автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) приходится размещать непосредственно у потребителей и создавать сложные иерархические структуры.

АСКУЭ, устанавливаемые на энергообъектах для автоматизированного контроля и учета электроэнергии и мощности, в том числе с целью измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, относятся к измерительным системам, в общем случае представляющим собой совокупность функционально объединенных масштабных измерительных преобразователей (измерительные трансформаторы тока и напряжения), интегрирующих приборов (счетчики электроэнергии с импульсным и/или цифровым интерфейсом), концентраторов или устройств сбора данных (далее — УСД), устройств сбора и передачи данных (далее — УСПД), центральных вычислительных устройств и других технических средств, размещенных в разных точках контролируемого энергообъекта и соединенных между собой каналами и/или линиями связи. [9]

По назначению АСКУЭ подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим, или расчетным, учетом называют учет поставки/потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным, учетом называют учет для контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета).

Программное обеспечение комплекса технических средств уровня точки учета решает следующие задачи:

— опрос счетчиков с использованием информационной магистрали. Считывание со счетчиков данных графика нагрузки, показаний, журнала событий, параметров электросети;

— определение максимумов мощности за произвольный период времени.

— определение совмещенного максимума мощности для каждой временной зоны.

— расчет электроэнергии с учетом тарифных коэффициентов и процента потерь.

Обмен данными между уровнями системы осуществляется посредством:

— сети RS485, выполненной из кабеля STP2-ST;

— разветвителя интерфейса RS485;

Сигнал с цифрового выхода счетчика последовательно проходя через распределительные коробки по интерфейсу RS-485 поступает в шкаф сбора информации размещаемый в ГРЩ.

Выбор технических средств и мест их размещения.

В составе технических средств учета, устанавливаемых у потребителя, проектом предусмотрены:

— средства измерения потребления электроэнергии;

— средства сбора, обработки и хранения информации.

Технические средства измерения потребления электроэнергии (основные средства) включают:

— статические счётчики электрической энергии имеют цифровой интерфейс связи RS-485;

— измерительные трансформаторы тока Т-0,66 с коэффициентами трансформации 400/5 и 500/5.

Информационное взаимодействие между счетчиками и коммуникационным оборудованием, осуществляется по интерфейсу RS-485 со скоростью передачи не менее 9600 бит/с. В качестве среды передачи данных предполагается применить кабель промышленного интерфейса RS-485 STP2-ST.

Электросчетчики и коммуникационное оборудование размещаются на этажах и в помещении ГРЩ в шкафах учёта и в шкафу сбора информации.

Система работает следующим образом — счетчики электроэнергии, расположенные в ГРЩ 1-5, объединенные через интерфейс  RS-485 устройством сбора и подготовки данных и опрашиваются один или несколько раз в месяц с помощью программы размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса. Между счетчиками и центром сбора данных нет постоянной связи. УСПД выполняет роль коммуникационного сервера. На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную базу данных. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков.

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем позволяет решать следующие задачи:

— точное измерение параметров поставки/потребления;

— коммерческий и технический учет энергоресурсов;

— контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;

— обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии;

— диагностику полноты данных;

— описание электрических соединений объектов и их характеристик;

— диагностику счетчиков;

— поддержание единого системного времени.

Для защиты информации технических и программных средств  системы от несанкционированного доступа, в соответствии с требования ГОСТ Р 50739-95, необходимо обеспечить:

— разграничение доступа информации. Обеспечивается введением паролей нескольких уровней в счетчиках;

— регистрацию событий, имеющих отношение к защищенности информации. Обеспечивается ведением журналов событий аппаратно-программными средствами системы учёта;

— обеспечение доступа только после идентификации и введения личного пароля. Обеспечивается введением паролей назначаемых программными средствами автоматизированной системы;

— запрет на несанкционированное изменение конфигурации. Обеспечивается введением паролей в аппаратно-программные средства коммерческого узла учета;

Пломбирование аппаратных средств коммерческого узла учета в местах, предусмотренных конструкцией аппаратуры, с целью предотвращения доступа внутрь корпуса и к клемным колодкам.

Счетчик электрической энергии обеспечивается двумя уровнями пломбирования.

Первый уровень – верхняя крышка счётчиков пломбируется путём нанесения оттиска ОТК предприятия-изготовителя и службой, осуществляющей поверку счётчика.

Второй уровень – Защитная крышка контактной колодки пломбируется пломбой организации, обслуживающей счётчик.

Пломбирование испытательных клеммных коробок (ИКК), через которые подключены счетчики к измерительным цепям трансформаторов тока и шинам напряжения, обеспечивает конструкция ИКК.

Во вторичных цепях трансформаторов тока Т-0,66 производится пломбировка винта крепящего крышку, которая закрывает места крепления проводов вторичных цепей.

В соответствии с требованиями ПУЭ п.п. 1.5.13-1.5.26, лаждый установленный расчетный счетчик должен иметь пломбы с клеймом госповерителя и пломбу энергоснабжающей организации;

На вновь устанавливаемых счетчиках должны быть пломбы
государственной поверки с давностью не более 12 месяцев.

В соответствии с Положением о порядке ревизии и маркирования

специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии» (рег.N 1636) и «ПТЭ ЭП» глава 2.11 от 01.07.2003.г. средства учета должны быть промаркированы специальными знаками.

Маркирование средств учета, подлежащих ревизии, должно осуществляться специальными знаками визуального контроля, изготовленными по специальной технологии по техническим условиям, утверждаемым Госэнергонадзором Министерства топлива и энергетики РФ и РАО «ЕЭС России».

Защищенный знак представляет собой специальную голограмму, изготовленную на диэлектрической основе, разрушаемой при малейшем физическом воздействии, и состоит из двух компонентов: полимерного листа (подосновы) и защищенного знака.

Ответственными за установку на средства учета электрической энергии специальных знаков визуального контроля являются организации, осуществляющие поставку (сбыт) электрической энергии потребителям, и территориальные органы Госэнергонадзора.

Маркирование средств учета электрической энергии должно быть произведено непосредственно после окончания ревизии, проводимой комиссией, состоящей из представителей энергоснабжающей организации, потребителя территориального органа Госстандарта РФ и инспектора Госэнергонадзора РФ.

3.3. Уровни автоматизированной системы учёта электроэнергии

Использование учета электрической энергии позволяет получить открытую и оперативную картину о расходах электроэнергии и мощности, что является основой для внедрения энергосберегающих технологий. Кроме этого наличие АСКУЭ является необходимым для перехода на качественно новые формы оплаты за электроэнергию.

В структуре АСКУЭ в общем случае можно выделить четыре уровня (рисунок 3.1):

• первый уровень − первичные измерительные приборы (ПИП) (как правило счетчики) с телеметрическими или цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии, мощность и др.) по точкам учета;
• 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.

Все уровни АСКУЭ связаны между собой каналами связи. Для связи уровней ПИП и УСПД или центров сбора данных, как правило, используется прямое соединение по стандартным интерфейсам (типа RS-485, ИРПС и т.п.). УСПД с центрами сбора данных 3-го уровня, центры сбора данных 3-го и 4-го уровней могут быть соединены по выделенными, коммутируемыми каналам связи или по локальной сети.

3.4. Варианты организации и построения АСКУЭ

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт (рисунок 3.2)

Это наиболее простой вариант организации АСКУЭ. Счетчики не объединены между собой. Между счетчиками и центром сбора данных нет
связи. Все счетчики опрашиваются последовательно при обходе счетчиков
оператором. Опрос производится через оптический порт с помощью программы,  размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса. На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную базу данных (БД).

Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Данная схема построения автоматизированной системы является наиболее дешевой. Для максимальной экономии средств на создание АСКУЭ в этом варианте роль центра сбора данных можно возложить на переносной компьютер. Недостатками данного способа организации АСКУЭ является большая трудоемкость сбора данных со счетчиков и невозможность использования в системе дешевых индукционных или электронных счетчиков с импульсным выходом. Поэтому данную схему можно рекомендовать для организации системы коммерческого учета: используется небольшое количество дорогих коммерческих счетчиков, которые, как правило, уже содержат модуль запоминания информации и интерфейс обмена с ЭВМ.

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков через оптический порт позволяет решать следующие задачи:

• точное измерение параметров поставки/потребления;
• коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);
• контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;
• обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии;
• диагностику полноты данных;
• описание электрических соединений объектов и их характеристик;
• диагностику счетчиков;
• поддержание единого системного времени.

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем

Счетчики, объединенные общей шиной RS-485, или по интерфейсу «токовая петля» на мультиплексор (например, типа МПР-16), или устройством сбора и подготовки данных (УСПД) могут располагаться в различных распределительных устройствах и опрашиваться один или несколько раз в месяц с помощью программы, размещенной на переносном компьютере, которая формирует файл результатов опроса (рисунок 3.3).

Между счетчиками и центром сбора данных нет постоянной связи. УСПД выполняет роль коммуникационного сервера. На компьютере центра сбора данных необходимы программные модули, формирующие файл-задание на опрос и загружающие информацию в основную БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем переносного компьютера. Синхронизация времени переносного компьютера со временем центра сбора данных производится в момент приема файлов заданий на опрос счетчиков. Выделенный компьютер для центра сбора данных в этом варианте также может отсутствовать, его роль может выполнять переносной компьютер.

Организация АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов, мультиплексор или модем позволяет решать следующие задачи:

• точное измерение параметров поставки/потребления;
• коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);
• контроль энергопотребления по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;
• обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии;
• диагностику полноты данных;
• описание электрических соединений объектов и их характеристик;
• диагностику счетчиков;
• поддержание единого системного времени.

Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных

Счетчики постоянно связаны с центром сбора данных прямыми каналами связи и опрашиваются в соответствии с заданным расписанием опроса (рисунок 3.4). Первичная информация со счетчиков записывается в БД. Синхронизация времени счетчиков происходит в процессе опроса со временем компьютера центра сбора данных. В качестве компьютера центра сбора данных используется локальная ПЭВМ. На ней же происходит обработка данных и ведение БД. В зависимости от количества пользователей, количества счетчиков и интервалов их профиля, квалификации пользователей, сложности математической обработки и т.д. Локальная БД может функционировать либо под MS Access, либо под СУБД ORACLE8.X. Сбор данных в БД происходит периодически с заданными интервалами.

Организация АСКУЭ с проведением автоматического опроса счетчиков локальным центром сбора и обработки данных позволяет решать следующие задачи:

• точное измерение параметров поставки/потребления;
• комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);
• контроль энергопотребления и параметров качества электроэнергии (ПКЭ) по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5 минут, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;
• обработка данных и формирование отчетов по учету электроэнергии и контролю ПКЭ;
• фиксация отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов;
• сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений;
• диагностику полноты данных;
• описание электрических соединений объектов и их характеристик;
• параметризацию коммуникаций и характеристик опроса;
• диагностику системы;
• поддержание единого системного времени.

Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы

Основная часть счетчиков постоянно связана с центрами сбора данных первого уровня прямыми каналами связи и опрашивается в соответствии с заданным расписанием опроса, как в третьем способе организации АСКУЭ (рисунок 3.5).

Между некоторыми счетчиками и центром сбора данных первого уровня может не быть постоянной связи, они могут опрашиваться с помощью переносного компьютера, как во втором способе организации АСКУЭ. Первичная информация со счетчиков записывается в БД центров сбора данных первого уровня, на них же происходит обработка данных. В центрах сбора данных второго уровня осуществляется дополнительное агрегирование и структурирование информации, запись ее в БД центров сбора данных второго уровня. При таком способе организации АСКУЭ в качестве БД рекомендуется использовать СУБД ORACLE8.X.

Основная конфигурация программного комплекса Альфа ЦЕНТР позволяет организовать параллельный сбор данных по 4, 8, 16, 32 каналам связи. При 16, 32 каналах необходимо использовать отдельную ЭВМ в качестве коммуникационного сервера. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, а также может использоваться прямое соединение.

Параметры каждого канала настраиваются индивидуально, в зависимости от типа линии и ее характеристик. В системе может параллельно работать несколько коммуникационных серверов. При этом описание всех параметров системы сбора данных, описание всех электрических и расчетных схем объектов, а также все первичные и расчетные данные хранятся только на сервере БД и приложений центра сбора данных.

Центры сбора данных, как правило, выполняют только функции сбора и обработки данных, АРМы пользователей подключаются к ним по локальной сети. При небольшом количестве счетчиков на объекте центр сбора данных первого уровня может выполнять функции АРМа. Центры сбора данных 1-го уровня связаны с центрами сбора данных 2-го уровня каналами связи. Каналы связи могут быть выделенными, коммутируемыми, прямым соединением по локальной сети. Сервер сбора данных центра сбора данных 2-го уровня автоматически запрашивает необходимую информацию из БД центров сбора данных 1-го уровня в соответствии с установленным расписанием.

Организация многоуровневой АСКУЭ для территориально распределенного среднего и крупного предприятия или энергосистемы позволяет решать следующие задачи:

• точное измерение параметров поставки/потребления;
• комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов по предприятию, его инфраструктурным элементам (котельная и объекты жилкомбыта, цеха, подразделения, субабоненты);
• ведение договоров и формирование платежных документов для расчетов за электроэнергию;
• контроль энергопотребления и ПКЭ по точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5 минут, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов и технологических ограничений мощности;
• сопровождение нормативно — справочной информации;
• обработку данных и формирование отчетов по учету электроэнергии и контролю ПКЭ;
• фиксацию отклонений контролируемых параметров энергоресурсов, их оценка в абсолютных и относительных единицах для анализа как энергопотребления, так и производственных процессов;
• сигнализацию (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений;
• диагностику полноты данных;
• описание электрических соединений объектов и их характеристик;
• параметризацию коммуникаций и характеристик опроса;
• диагностику системы;
• поддержание единого системного времени.

3.5. Построение автоматизированной системы учёта

Схема автоматизированной системы учёта представлена на рисунке 3.6. Измерение параметров в электрических сетях происходит на уровне ИИК в распределительных щитах ГРЩ 1…5. Сигналы от трансформаторов тока и напряжения поступают на измерительные входы счётчиков электроэнергии (PIK), с которых через интерфейс RS 485 поступают в устройство сбора и передачи данных (УСПД). УСПД являются промежуточным местом сбора и хранения информации, а также обеспечивают её передачу по цифровым каналам связи на уровень центра сбора и обработки данных ЦСОД.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основными критериями при проектировании электроснабжения являются требования к безопасности, бесперебойности, качеству электроснабжения, кроме того экономичность проекта. В результате выполнения данной ВКР было спроектировано электроснабжение многоквартирного жилого дома. Для функционирования системы электроснабжения в соответствии с предъявляемыми требованиями выполнена следующие задачи:

— выполнены расчеты электрических нагрузок;

— на основании расчета электрических нагрузок, сделан выбор силовых трансформаторов

— выбор схемы электроснабжения;

— определена сечения и марки кабелей, питающих кабельных линий и сечение кабелей для освещения территории;

— выполнен расчет тока короткого замыкания (КЗ);

— выбраны и проверены коммутационные и защитные аппараты для питающих и распределительных сетей;

— рассмотрен вопрос о современных методах энергоучета.

Использование кабелей с изоляцией из силанольшитого полиэтилена увеличивает надёжность электроснабжения, а при аварийной ситуации продолжительность работы кабеля увеличивается до 8 часов в сутки.

Защита трансформаторов осуществляется ВА 50-43 Про П с МРТ-43 Про. Защита кабельных линий внешней системы электроснабжения осуществляется автоматическими выключателями ВА 50-45 Про П с МРТ-43 Про.

Организована система АСКУЭ с проведением опроса счетчиков переносным компьютером через преобразователь интерфейсов.

Таким образом задачи решены в полном объеме, цель достигнута -спроектирована системы электроснабжения многоэтажного жилого здания, обеспечивающая требуемый уровень надежности электроснабжения.

---

Страницы:   1   2   3

---