Электроснабжение микрорайона

метки: Электроснабжение, Нагрузка, Микрорайон, Мощность, Расход, Технический, Квартира, Персонал

1. Расчет электроснабжения микрорайона

1.1 Исходные данные

Для реализации электроснабжения микрорайона «Новый» города Петрозаводска возьмем данные, которые приведены в таб. 1.1.

Таблица 1.1 — Данные для электроснабжения микрорайона

Номер на Плане	Наименование	Место приг. пищи	Кол-во подъездов	Кол-во этажей	Количество квартир
8,17,31,26	Жилой Дом	газ	3	5	60
4,5,6,14,15,22,23,38, 37	Жилой Дом	газ	4	9	144
7,9,10,16,19,20,25,27, 29,32,34,35,36,28	Жилой Дом	газ	5	9	180
1,2,3,11,12,13,24,33	Жилой Дом	Электро-Плиты	1	16	64
39	Обще-Образовательная Школа	—	—	—	800 мест
21	Детский Садок	—	—	—	230 мест
30	Детский садок	—	—	—	220 мест
18	Торгов.центр	—	—	—	550 м²
40	Магазин	—	—	—	500 м²
41	Офисный центр	—	—	—	300 м²

1.2 Короткая характеристика проектированного района города и потребителей электрической энергии

Площадь микрорайона составляет 78,1 га. Основными потребителями в расчетном микрорайоне есть жилые дома, общественные дома и внешнее освещение. Район города застроен жилыми домами повышенной поверхностности (9-16 этажей), а также 5-ти этажными. Основными потребителями являются жилые дома. 16-ти этажные дома микрорайона и в которых в качестве энергоносителей для приготовления пищи применяется электроэнергия, относим к второй категории потребителей по надежности электроснабжения. Во всех других жилых домах в качестве энергоносителей для приготовления пищи применяется газ. Девяти этажные дома также относим к второй категории. Пяти этажные дома принадлежат к третьей категории.

В центральной части находятся школа на 800 мест, которая относится к второй категории, а также двое детсадов-яслей на 230 и на 220 мест каждый отнесенные второй категории. Улицы Ленина и Пушкина улицами общегородского значения, т.е. категории А, а улицы и Мира улицами местного значения микрорайона и принадлежат к категории Б.

Расчет нагрузок городских сетей включает определение нагрузок отдельных потребителей: жилых домов, общественных домов, коммунально-бытовых потребителей.

1.3 Расчет нагрузок жилых домов

Согласно государственным строительным нормам ДБН 2.5-23-2003 жилье (жилые квартиры) относительно оснащенности бытовыми электроприборами и их расчетными нагрузками делятся на три вида:

жилье (квартиры) в домах массового строительства, сооруженных и сооружают с общей площадью от 35 м² до 95 м² и установленной мощностью электроприемников до 30 кВт;

жилье (квартиры) в многоквартирных домах, сооруженных или сооружаемых общей площадью от 100 м² до 300 м² и установленной мощностью электроприемников от 30 и до 60 кВт;

жилье (квартиры) в коттеджах, домах, сооруженных или сооружают в расчете на одну семью с общей площадью от 150 до 600м² и заявленным заказчиком повышенного уровня комфортности, которая отвечает мощности электроприемников от 60 до 140 кВт.

Для жилья первого вида (квартир много и малоквартирных домах, домах на одну семью и домов на участках садоводческих обществ), устанавливаются пять уровней электрификации и соответствующие им нормативные расчетные удельные нагрузки.

Уровни электрификации:

• жилье (квартиры) с плитами на природном газе;
• жилье (квартиры) с плитами на сжиженном газе;
• жилье (квартиры) с электрическими плитами мощностью до 8,5 квт;
• жилье (квартиры) с электрическими плитами мощностью до 10,5 квт;
• домики на участках садоводческих обществ.

Для жилья 2-го вида устанавливаются два уровня электрификации и соответствующие им нормативные расчетные удельные нагрузки. — жилье (квартиры) с плитами на природном газе;

• жилье (квартиры) с электрическими плитами мощностью до 10,5 квт.

Установленные нормативы удельных электрических расчетных нагрузок сведены в таблицу и учитывают применение в жилом помещении бытовых кондиционеров воздуха или других аналогичных по мощности приборов и комфортного электрического дополнительного отопления в пределах от 7-15% от общего потребления в теплые из расчета 60-120 Вт на 1 м² дополнительно отопительной площади.

Расчетная нагрузка группы жилья с одинаковой удельной электрической нагрузкой, приведенное к линии питания, введению в жилой дом, шинам напряжением 0,4 кВ ТП, Р_кв определяется по формуле:

, кВт; (1.1)

где P_уд — удельная расчетная электрическая нагрузка одного жилья, которое зависит от принятого уровня электрификации и количества квартир, присоединенных к данной звено электросети, кВт/жилье;

• количество жилья (квартир), присоединенного к вводу, линии, ТП. Удельные расчетные электрические нагрузки жилья охватывают нагрузку освещения общедомовых помещений.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, приведенная к введению, линии или шинам напряжением 0,4кВ ТП, Р_сил определяется по формуле:

; (1.2)

где К_сn.л — коэффициент спроса для лифтов, обусловленный по таблице [1], в зависимости от количества лифтовых установок и количества этажей дома;

Р_л1 — Р_лn — установленная мощность каждого из лифтов по паспорту, кВт; _лi — количество лифтов данного i-го типа;

Р_сн1 — Р_сн.n — установленная мощность кожного электродвигателя сантехнических установок по их паспортам, кВт;

К_сn.сн — коэффициент спроса для электродвигателей сантехнических установок.

Расчетная нагрузка жилого дома в целом (от жилья, силовых электроприемников и встроенных или пристроенных помещений) при условии, когда наибольшей составляющей есть нагрузки от жилья, Рз._же. определяется по формуле:

; (1.3)

где РКВ. — расчетная нагрузка электроприемников жилья (квартир), кВт;

Р_сил — расчетная нагрузка силовых электроприемников жилого дома, кВт;

Р_гр1 … Р_гр.n — расчетные нагрузки встроенных или пристроенных гражданских помещений, которые питаются от электрощитового жилого дома и определяются по методике расчета нагрузок общественных домов.

К_У+1 …К_У+n — коэффициенты участия в максимуме нагрузки квартир и силовых электроприемников жилого дома нагрузок, встроенных и пристроенных помещений, которые определяются по таблице [2].

Реактивная нагрузка квартир жилого дома определяется по формуле:

, кВар; (1.4)

где tg — расчетный коэффициент реактивной нагрузки.

Реактивная нагрузка силовых установок рассчитываем по формуле:

, кВар; (1.5)

, кВар; (1.6)

, кВар; (1.7)

Полная нагрузка жилого дома:

, кВа. (1.8)

Рассчитываем нагрузка 9-ты поверхностного жилого дома с количеством квартир 144; количество лифтовых установок — 4 пас., мощность электродвигателя каждого из лифтов — 7 кВт; мощность технических-санитарно-технических устройств 10 кВт.

Пример расчет приведен ниже.

Методом интерполяции определяем удельную нагрузку жилого дома (дом с плитами на природном газе);_уд =0,94 кВт;

Активная мощность жилья определяется по формуле (1.1):

Р_кв =0,94·144=135,36 кВт;

Реактивная расчетная мощность жилья по формуле (1.4):_кв =135,36·0,29=39,25 кВар;

Полная расчетная мощность жилья по формуле (1.8):кв= =104,9 кВа;

Активная расчетная мощность лифтовых и сантехнических установок по формуле (1.2):

Р_сил.л. =(7 ·4+0·11) ·0,7=19,6 кВт;

Реактивная расчетная мощность лифтовых и сантехнических установок по формуле (1.5):_сил.л = 19,6·1,17=22,9 кВар;

Полная расчетная мощность лифтовых и сантехнических установок:_сил.л = = 30,14 кВа;

Активная расчетная мощность жилого дома рассчитываем по формуле (1.3):

Р же..б. = 135,36+0,9·19,6 = 153 кВт;

Реактивная расчетная мощность жилого дома равняется сумме всех реактивных мощностей:же. б. = 39,25+22,9 = 62,15 кВар;

Полная расчетная мощность жилого дома рассчитываем по

формуле (1.8):же. б. = = 165,1 кВа.

Нагрузка других домов рассчитываем аналогично, и результаты сводим в таблицу 1.2

Таблица 1.2 — Результаты нагрузок жилых домов

Расчетная нагрузка жилья					Расчетная силовая нагрузка					Нагрузка жилого дома
Количество квартир	Удельная нагрузка квартиры, кВт	Активная нагрузка, кВт	Реактивная нагрузка, кВар	Полная нагрузка, кВа	Кол. лифтов, шт.	Установленная мощность, кВт	Активная нагрузка, кВАт	Реактивная нагрузка, кВар	Полная нагрузка, кВа	Активная нпгрузка, кВт	Реактивная нагрузка, кВар	Полная нагрузка, кВа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
60	1,140	68,4	19,8	71,2	—	—	—	—	—	68,4	19,83	71,2
144	0,940	135,3	39,2	140,9	4/-	7/0	19,6	22,90	30,14	153,0	62,10	165
180	0,896	161,3	46,7	167,9	5/-	7/0	24,5	28,66	37,70	183,3	75,30	198
64	2,060	131,8	26,3	134,4	1/1	7/11	23,2	32,39	39,84	152,7	58,69	163

1.4 Расчет нагрузок общественных домов

Нагрузка домов, указанных в спецификации к задаче на дипломное проектирование рассчитываем методом удельных нагрузок на расчетный показатель N:

_рас = P_уд ×N, кВт; (1.9)_рас = P_роз × tgφ, квар; (1.10)

, кВа, (1.11)

Расчетная нагрузка детского сада на 230 мест с электроплитами (номер на плане 21):

Руд = 0,45 ; cosφ = 0,98; tg? = 0,20;

где cos? — расчетный коэффициент мощности;

Расчетная активная нагрузка детского сада определим по формуле (1.9):

Р _д.с. =230×0,45=103,5 кВт;

Расчетная реактивная нагрузка детского сада определим по формуле (1.10):_{.д. с.} =103,5×0,20=20,7 кВар;

Расчетную полную нагрузку детского сада определим по формуле (1.11):. _{д. с} = =105,5 кВа.

Расчетная нагрузка общеобразовательной школы на 800 мест с электрифицированною столовой и спортзалом (номер на плане 39):

Руд = 0,25 ; cosφ = 0,95; tg? = 0,33;

Расчетная активная нагрузка общеобразовательной школы определяется по формуле (1.9):

Р _шк =800×0,25=200 кВт;

Расчетная реактивная нагрузка общеобразовательной школы определяется по формуле (1.10):_.шк =200×0,33=66 кВар;

Расчетная полная нагрузка общеобразовательной школы определяется по формуле (1.11): _шк = =210,6 кВа.

Расчеты по другим домам провожу аналогично и результаты свожу в таблицу 1.3.

Таблица 1.3-результаты нагрузок гражданских и коммунальных домов

Наименование гражданских домов	Единицы измерения	Удельная нагрузка Руд	tg	Расчетная нагрузка
				Р роз, квт	Q роз, квар	S роз, ква
Общеобразовательная школа	800 мест	0,250	0,33	200	66,00	210,60
Детский сад	230 мест	0,450	0,2	103,5	20,70	105,50
Детский сад	220 мест	0,450	0,2	99	19,80	100,90
Торговый ценр	550 м²	0,20	0,62	110	68,20	129,40
Магазин	500 м²	0,250	0,75	125	93,75	156,20
Офисный центр	300 м²	0,055	0,62	16,5	10,23	19,41

1.5 Расчет нагрузки внешнего и внутриквартального освещение в микрорайоне

К внешнему освещению относят, кВт уличное и внутриквартальное освещения. Сети внешнего освещения подключаются к городским ТП. При этом осветительные сети подразделяются на участки (звена) прилегающие к ближайшим ТП.

Рз._осв. = Р_{вул.осв.} + Р_вн.осв. , кВт; (1.12)

Расчетные нагрузки уличного освещения определяются методом удельных нагрузок.

, кВт; (1.13)

где Гг._о.н. — удельная расчетная осветительная нагрузка, которая зависит от категории улиц, кВт/км._i — длина улицы.

Для внутриквартального освещения:

_вн.осв. = P_уд ∙ F_мкр , кВт; (1.14)

где Руд = 1,2 кВт/га,_мк.р. — площадь микрорайона, га.

Определяем нагрузка уличного и внутриквартального освещение в микрорайоне:

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по формуле (1.13):

Ул. Ленина (А) =0,710 80 =56,8 кВт;

Ул. Пушкина (А) =1,100 80 = 88 кВт;

Ул. Красноармейская (Б) = 0,710 30 = 21,3кВт;

Ул. Мира (Б) =1,100 30 = 33 кВт;

Расчетная нагрузка внутриквартального освещения определяется по формуле (1.14):

P_вн.осв. = 1,2 78,1=93,72 кВт;

Расчетная нагрузка внешнего освещения определяется по формуле (1.12):

Рз._осв. = 199,1+93,72=292,82 кВт.

Таблица 1.4 — Результаты расчета внешнего освещения

Название улицы	Длина L, км	Удельная нагрузка Руд, кВт/км	Категория	Расчетная нагрузка Р р , кВт
Ленина	0,710	80	А	56,80
Пушкина	1,100	80	А	88,00
Красноармейская	0,710	30	Б	21,30
Мира	1,100	30	Б	33,00
Внутрикварт.осв.	—	—	—	93,72
Внешнее освещение	—	—	—	292,82

1.6 Определение мощности микрорайона

Расчетную мощность микрорайона будем определять по формуле:

Р_мкр. = Р_макс. + К_м1 ∙ Г₁ + К_{м ²} ∙ Г₂ + … + К_мn-1 ∙ Р_n-1 ; (1.15)

где Р_макс — наибольшая из однородных нагрузок, кВт;

Р₁ — Р_n — расчетные нагрузки других объектов, кВт;

К_м1 — К_мn — коэффициенты участия в максимуме других объектов;

В случае если количество объектов больше двух, то вводим коэффициент одновременности (кроме входных в Р_макс ).

Если в качестве однородной максимальной нагрузки выступают дома с газовыми или электрическими плитами, то значение максимальной однородной нагрузки рассчитываем по формуле:

; (1.16)

где ∑ п_кв — суммарное количество квартир во всех домах с газовыми плитами.

Расчет начинаем из подсчета квартир в домах с газовыми плитами и с электроплитами.

С электроплитами N = 512 кв.

С газовыми плитами N = 4056 кв.

Привожу решение только домов с газовыми плитами. Для домов с электроплитами решения выполняется аналогично.

Тогда:

Рассчитаем активную нагрузку по формуле (1.3):

Р_макс =0,5∙ 4056+0,9 (0,35∙ (106∙ 7))=2261,7 кВт;_макс =0,5∙ 4056∙ 0,29+0,9 ((0,35∙ (106∙ 7) ∙1,17)=861,5 кВар;

Рассчитаем полную нагрузку по формуле (1.8):_макс = =2420,1 кВа_.

Для домов с электроплитами:

Р_макс =756,5 кВт; Q_мак =248 кВар; S_мак =796,1 кВа.

Методом коэффициента участия в максимуме определяем мощность микрорайона по формуле (1.15):

Р_мк/р =292,82+2261,70+680,80+60,00+41,40+39,60+88,00+100,00+6,60=3656,32 кВт.

Таблица 1.5 — Расчетные данные определения мощности микрорайона

Наименование потребителей	Коэффициент участия в максимуме К1..Кп	Расчет. реактивная нагруз. Qр, кВар	Расчет. полная нагруз. Sр, кВа	Расчет. Активная нагруз. Рр Кп
Жилые дома с газом	1	2261,70	861,50	2420,2	2261,70
Жилые дома с ел. пл.	0,9	756,50	248,00	796,1	680,80
Общеобразоват. школы на 800 мест	0,3	200,00	66,00	210,6	60,00
Детские садки на 230 мест	0,4	103,50	20,70	105,5	41,40
Детские садки на 220 мест	0,4	99,00	19,80	100,9	39,60
Торгов. ценр 800 м²	0,8	110,00	68,20	129,4	88,00
Магазин 500 м²	0,8	125,00	93,75	156,2	100,00
Офисный центр 300 м²	0,4	16,50	10,23	19,41	6,60
Внешнее освещение	1	292,82	—	292,82	292,82
Рм/р				4436,8	3656,32

1.7 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ в микрорайоне

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ выполняются с одним и двумя понижающими трансформаторами. Однотрансформаторные ТП по требованию надежности электроснабжения могут применяться как в жилых районах малоэтажной застройки, так и при наличии многоэтажных зданий. Вместе с тем при наличии зданий 9 этажей и более может быть экономически обоснованным применение двухтрансформаторных ТП с трансформаторами мощностью по 400 или 630 кВА.

Анализ и определение экономической мощности ТП осуществляются при учете технико-экономических показателей не только ТП, но распределительных сетей напряжением до 1 кВ, питающихся от ТП, и участка сетей 10 кВ. Основной исходной информацией, определяющей экономическую мощность ТП, является поверхностная плотность нагрузок, конструктивное выполнение ТП и линий напряжение до 1 кВ, а также стоимость основного электрооборудования.

Выбор мощности ТП относится к технико-экономическим задачам. Повышение мощности приводит к снижению их числа и соответственно стоимости, но при этом усложняется распределительная сеть низкого напряжения, и, наоборот, снижение мощности ТП приводит к увеличению их числа и стоимости, а распределительная сеть низкого напряжения є простоя и относительно дешевой. Должна существовать оптимальная мощность ТП, что отвечает минимум годовых приведенных затрат. Годовые приведенные затраты. Что зависят от мощности ТП, должны включать себестоимость распределительных сетей среднего и низкого напряжения и стоимости потерь электроэнергии в них, стоимости электроэнергии в трансформаторах.

Но на предыдущих этапах расчета не все исходные данные еще известные. Поэтому, учитывая опыт проектирования и ограничение через разные технические ограничения, мощность трансформаторов для городских ТП ограничивается, как правило, величинами 400 и 630 кВа.

А учитывая то, что высота застройки в настоящее время увеличивается и составляет не менее 12 этажей, которое увеличивает поверхностную плотность нагрузки, целиком обосновано на первых этапах расчетов принимать ТП 2/630 кВа с коэффициентом загрузки в нормальном режиме одного трансформатора, равному 0,7.

Количество ТП в микрорайоне определяем по формуле:

; (1.17)

где К₃ — коэффициент загрузки транса в нормальном режиме, 0,7;_тр — номинальная мощность трансформатора, кВа;_тр — количество трансформаторов в ТП;

cos? — коэффициент мощности.

Первый вариант

Расчет трансформаторов мощностью 630 кВа.

Расчет количества ТП в микрорайоне определяем по формуле (1.17):

Nтп= =4,5 шт.

Принимаем количество ТП мощностью 630 кВа равное 5 шт.

.1 Цели, назначение и области использования Автоматической Системы

АСС диспетчерского управления подстанцией магистральных сетей предназначенная для обеспечения эффективности оперативного управления подстанции и снижение нагрузки на оперативный персонал за счет:

− использование системы телемеханики на ПС;

− создание программно-технического комплекса АСДУ, что отвечает современным требованиям к системам диспетчерского управления;

− обеспечение возможности доступа к информации АСДУ широкого круга пользователей;

− организации информационного взаимодействия с сопредельными автоматизированными системами и с АСДУ сопредельных предприятий;

− применение высоконадежной аппаратной и программной базы, использование проверенных схемо-технических решений;

− создание интуитивно-понятного и удобного интерфейса пользователя;

− обеспечение пользователей системы средствами разработки, которые обеспечивают модификацию системы собственными силами.

Областью использования АСДУ есть подстанции магистральных сетей НЕК «Укрэнерго».

2.2 Описание процесса деятельности

.2.1 Классификация операций, выполняемых системой

Все операции, выполняемые АСДУ, можно классифицировать по назначению — на основные и сервисные, и по степени автоматизации — на автоматические, автоматизированные и неавтоматизированные.

Основные операции обеспечивают выполнение функций контроля и оперативно-диспетчерского управления объектами основной электрической сети, сервисные — настройка, конфигурирование и поддержку системы в рабочем стане.

2.2.2 Состав операций

К основным операциям относятся:

— сбор, достоверизация, обработка оперативных параметров из систем телемеханики;

хранение собранной информации;

диагностика стана устройств телемеханики и каналов связи;

отображение однолинейных схем телемеханизированных ПС с учетом стана коммутационных аппаратов относительно схемы нормального режима сети на экранах Автоматизированного рабочего места;

отображение схем вспомогательных сетей ПС:

сети собственных нужд;

сети постоянного тока;

ведение схемы нормального режима сети (СНР);

ведение суточного сведения;

сигнализация внештатных ситуаций;

работа с оперативными заявками;

планирование режимов;

введение информации из файлов и макетов;

масштабирование планшетов ПС;

быстрая навигация по системе, в т.ч. быстрая навигация к объекту, на котором состоялось событие;

вычисление расчетных потерь, построение балансов потребления в разных разрезах;

дорасчет нетелеизмеряемых величин;

ручное введение значений параметров ТС, ТЫ;

автоматизированное, ручное и табличное введение плановых значений;

обеспечение связи с сопредельными системами.

Процесс отображения информации

Отображение информации (в том числе подготовка печатных отчетов) осуществляется с помощью предварительно разработанных экранных или отчетных форм. Для получения информации пользователь должен выбрать соответствующую экранную форму и задать дополнительные критерии выборки (объект контроля, период и т.п.), после чего будет сделана автоматическая выборка информации из базы данных, ее математическая обработка (при необходимости) и представление в текстовом, табличном или графическом виде, в зависимости от избранной формы отображения.

Эксплуатация и обслуживания системы должны производиться специально подготовленным персоналом. Степень и область подготовки персонала определяются его функциями по пользованию системой.

Пользователи системы должны иметь основные представления по работе в среде Windows, представление о функциональных возможностях системы, объекте контроля и принципах работы с системой. Возможности отдельных пользователей по получению и изменению информации определяются администратором АСДУ и регламентируются системой идентификации пользователя и парольной защитой. Для предотвращения несанкционированного доступа к информации круг пользователей должен быть четко определенный, имена и пароли пользователей сохраняться в тайне. Не должно допускаться использование того самого имени разными пользователями.

Администратор должен иметь представления о работе операционной системы, СУБД и организации работы сетевых приложений, системе программирования, используемой в MS Office (Visual Basic), технических характеристик и логической организации счетчиков и системы сбора информации. Учитывая широкие полномочия администратора по управлению системой, необходимо строго следить за сохранением в тайне пароля администратора. В распоряжении администратора должны находиться средства архивного хранения информации (внешний сетевой сервер, CD-RW и т.г.).

Для обеспечения антивирусной защиты администратор должен установить и регулярно обновлять пакет антивирусных программ, которые обеспечивают защиту от проникновения вирусов в систему (например, AVP, и т.п.).

Обслуживание технических средств ОИК (серверы, автоматизированные рабочие места, сетевое обеспечения) должно осуществляться службой, которая осуществляет техническое обслуживание парка вычислительной техники на предприятии.

Обслуживание технических средств: канальные адаптеры, КП телемеханики должно осуществляться специалистами лаборатории средств телемеханики службы связи.

.3 Основные технические решения

Структура системы, средства и способы связи для информационного обмена между компонентами системы

Для выполнения положенных на него функций АСДУ содержит в себе следующие основные составные части:

комплекс технических средств;

системное программное обеспечение;

прикладное программное обеспечение;

информационное обеспечение;

организационное обеспечение.

Комплекс технических средств имеет сетевую структуру (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Структура КТС АСДУ

Для его функционирования создаются сегменты локальной вычислительной сети (ЛОМ), что соединяются с помощью соответствующего сетевого обеспечения с существующими сегментами ЛОМ.

В ЛОМ ОИК включенные:

— рабочие станции (АРМ) очередных диспетчеров (очередных электромонтеров), на которые реализуется АРМ диспетчера;

АРМ руководства, которые предоставляют информацию ОИК для анализа и принятие решений;

технологические АРМ, предназначенные для обеспечения нормальной работы ОИК, модификации ПО и информационного наполнения;

принтеры с сетевым интерфейсом;

коммуникационное и активное сетевое оборудование для объединения узлов ОИК в ЛОМ и соединение сегментов ЛВС между собой.

Для обеспечения надежности и увеличение пропускной способности сегменты сети ОИК АСДУ должна быть построенная на базе коммутаторов кабелем «крученая пары» 5-и категории. Серверы и рабочие станции подключены по FAST — ETHERNET (100 Mbps).

Взаимосвязь АСДУ с сопредельными автоматизированными системами, обеспечение ее совместимости

АСДУ построенная с учетом требований, предлагаемых к открытым системам, имеет стандартные, документированные интерфейсы и обеспечивает возможность информационного обмена с другими автоматизированными системами, которые отвечают требованиям, предлагаемым к открытым системам.

С НЭК «Укрэнерго», соседними энергосистемами обмен информацией производится по каналам телемеханики и по каналам ТКС «Энергия» с использованием электронной почты. С другими сопредельными энергообъектами обмен информацией производится по каналам ТКС «Энергия» с использованием электронной почты.

Информационная совместимость с сопредельными системами обеспечиваются на основе архитектуры «клиент-сервер» с использованием протокола TCP/IP и стандарта структурного языка запросов к базе данных (SQL).

Режимы функционирования, диагностирование работы системы

АСДУ функционирует в беспрерывном круглосуточном режиме.

Диагностирование функционирования системы проводится на фоне ее работы средствами системного программного обеспечения и специальных программных средств АСДУ.

Все важные события, которые происходят при работе комплекса, в том числе сбои, действия на пользовательских интерфейсах всех рабочих мест АСДУ автоматически фиксируются в электронном журнале. О важнейших неполадках система извещает путем выдачи на консольные терминалы специальных сообщений и звуковых оповещений.

Организационное обеспечение занимает важное значение в структуре АСДУ. Поскольку АСДУ представляет собой сложную программно-техническую систему, для его функционирования нужное участие специалистов:

персонала, который обслуживает комплекс технических средств;

системных программистов, ответственных за отладку и работу операционных систем и сетевого программного обеспечения;

программистов, которые выполняют сопровождение прикладного программного обеспечения, а также развитие и расширения его функций;

программистов, которые осуществляют администрирование системы;

операторов, которые круглые сутки поддерживают работу системы;

инженеров — телемехаников, ответственных за надежную работу средств сбора информации.

Должностные инструкции, положение по взаимодействию персонала и количественный состав обслуживающий персонал определен эксплуатирующей организацией.

Потребительские характеристики системы обеспечиваются избранными техническими и программными средствами в объеме, достаточному для поставленных целей. Характеристики технических средств системы приведены в АЛЭА.466451.207 Г9. Технические средства системы не делают вредного влияния на окружающую среду.

Состав функций, комплексов задач, реализованных системой

Автоматизированная система сбора телемеханической информации обеспечивает выполнение следующих функций:

— сбор данных телеметрии и передача их на верхний уровень;

ретрансляция данных (межсистемный обмен).

Оперативно-информационный комплекс (ОІК) обеспечивает выполнение следующих функций:

— организацию первичного сбора данных из всех объектов контроля;

беспрерывный контроль стана каналов сбора данных;

диагностирование системы и ее перенастройка при изменении конфигурации;

накопление и хранение информации из каждого контролируемого параметра, по текущей конфигурации системы;

размежевание доступа к базе данных на основе полномочий пользователей;

накопление и хранение информации из функционирования АСДУ;

отображение телеинформации и информации из функционирования АСДУ на дисплее в автоматическом режиме и по запросу оператора;

ограничение доступа к АСДУ на основе системы паролей, протоколирование доступа и действий оператора по изменению конфигурации АСДУ;

предоставление пользовательского интерфейса для ручного введения телеинформации;

предоставление пользовательского интерфейса для организации взаимодействия оператора с системой, в части сбора данных и статистики, диагностики и конфигурирование АСДУ;

вывод информации на печатающее устройство по запросу оператора.

Подробное описание функций приведено в документах АЛЭА.466451.207 Г3 и АЛЭА.466451.207 ПА.

Комплекс технических средств

ПЭВМ АРМ

ПЭВМ АРМ диспетчера предназначенная для выполнения основных функций ОИК, связанных с контролем и управлением энергосистемой.

ПЭВМ АРМ руководства предназначенная для отображения данных ОИК с целью осуществления информационной поддержки принятия решений.

ПЭВМ технологических АРМ предназначенные для обеспечения функционирования комплекса ОИК и АССТИ.

Контролируемый пункт телемеханики

Универсальный контролируемый пункт «Корунд-М» є программно управляемым устройством телемеханики и предназначенный для применения в оперативно информационных комплексах и автоматизированных системах диспетчерского контроля и управления.

УКП «Корунд-М» осуществляет в автоматическом режиме прием данных о стане объектов контроля, измерение параметров энергии, обработку и хранение полученной информации, управление исполнительными механизмами и передачу собранной информации (по разным каналам связи) на вышестоящие уровне (ПУ, ЦППС, ОІК).

УКП «Корунд-М» предназначенный для установки на следующих объектах:

предприятий потребителей энергии

энергоснабжающих предприятий;

энерготранспортирующих предприятий;

энергогенерирующих предприятий.

Функциональные возможности УКП «Корунд-М»

УКП «Корунд-М» обеспечивает:

сбор информации поступающий от двух и много позиционных дискретных датчиков (телесигнализации — ТС) типа «сухой контакт», электронный ключ, датчик Холла;

подавление «дребезга» контактов датчиков ТС;

индивидуальную гальваническую развязку линий связи с датчиками ТС от входных цепей УКП;

измерение электрических параметров присоединений поступающих от измерительных преобразователей с нормированными токовыми выходами (текущих телеизмерений — ТИТ);

цифровую фильтрацию значений ТИТ от гармоник частоты питательной сети;

групповую гальваническую развязку линий связи датчиков ТИТ от процесса;

сбор информации поступающих от интеллектуальных измерительных преобразователей (текущих телеизмерений — ТИТ);

цифровую фильтрацию значений от гармоник частоты питательной сети;

индивидуальную гальваническую развязку линий связи с интеллектуальными преобразователями от УКП;

измерение электрических параметров поступающих от измерительных преобразователей или счетчиков энергии с импульсными телеметрическими выходами (интегральных телеизмерений ТИИ;

подавлением «дребезга» контактов датчиков ТИИ;

индивидуальную гальваническую развязку линий связи измерительных преобразователей с импульсными телеметрическими выходами от входных цепей УКП;

прием и выдача команд телеуправления (ТК) на двух и многопозиционных исполнительных механизмов (с контролем правильности выполнения);

прием и выдача команд телерегулирования (ТР) на исполнительные механизмы;

индивидуальную гальваническую развязку линий связи с блоком промежуточных реле от входных / исходных цепей УКП;

привязка собранных данных о событиях на объекте к меткам времени;

синхронизацию внутренних часов по сигналам единого времени от устройств верхнего уровня, поддержка очереди событий с буферизацией данных;

передачу телеинформации по разным каналам связи (Вч-Уплотненные, физические, что коммутируются телефонные линии ТЧ, радиоканал, цифровые каналы связи) в разных направлениях и с разными протоколами связи;

передачу телеинформации в циклическому / спорадическом режиме работы или по вызову из вышестоящего уровня

передачу информации одновременно по нескольким направлениям — через телемеханические каналы, асинхронные порты или Ethernet;

контроль обмена данными по каналам связи, при наличии резервного канала обеспечения автоматического перехода на него;

ретрансляцию информации из протоколов МЭК 870-5-101/104 от других источников (КП телемеханики, пристроил РЗА, УСПД) с интерфейсом RS-485;

возможность изъятой диагностики и настройку УКП, а также загрузка встроенного программного обеспечения «Корунд-М» из верхнего уровня через асинхронный последовательный порт или Ethernet;

автоматическое тестирование и диагностика УКП, датчиков, каналообразующего обеспечения, каналов связи, ведение журнала событий УКП;

сохранение телеинформации при нарушении связи или исчезновении питания;

вывод сигнализации о трудоспособности на внешние световые индикаторы.

Состав УКП» Корунд-М»

УКП «Корунд-М» АЛЭА.426485.001 состоит из базового блока АЛЭА.426459.001 и модулей расширения (функциональных модулей).

Базовый блок УКП «Корунд-М» включает шкаф с каркасом для установки

функциональных модулей, клемники для подключения линий связи с датчиками и систему электропитания. Каркас для установки функциональных модулей содержит 10 посадочных мест. Каждое посадочное место в каркасе содержит в шкафу «свой» клеммник для подключения к УКП датчиков, преобразователей или каналов связи.

Если количество модулей необходимых для объекта превышает 10, УКП может каскадироваться, путем соединения со вторым базовым блоком. Во втором базовом блоке процессорный модуль не устанавливается.

Установка модулей в базовом блоке произвольная, за исключением процессорного модуля, который устанавливается на первое место в каркасе.

УКП изготовляется в выполнении В4 для отопительных помещений и С1 для не отопительных.

Рассмотренная схема электроснабжения района города должна быть перечислена по ряду экономических показателей, к которым относят удельные стоимостные и натуральные показатели, производительность работы обслуживающего персонала, коэффициенты использования мощностей, срок окупаемости и др.

Для определения указанных удельных показателей сделанный ряд промежуточных расчетов, главными с который есть:

расчет суммы капитальных вложений в основные производственные фонды;

суммы условных единиц схемы электроснабжения;

– расчет годовой величины эксплуатационных расходов.

3.1 Определение суммы капитальных вложений

Капитальные вложения у создание (приобретение) основных фондов энергетических объектов являются одновременными расходами. Их сумма определена на основе сметно-финансового расчета. Как правило, сведенная смета есть основная для планирования строительства энергообъекта и его финансирование. Он содержит в себе расхода на оборудование, строительные, монтажные и другие работы, полный объем которых определяется согласно данным проекта на основе действующих договорных цен на строительные и монтажные работы, тарифов на перевозку и другие расходы.

В учебных целях в магистерской работе такую смету представленно довольно упрощенной формой. Общая сумма капитальных расходов по конкретному проекту определена как сумма произведений укрупненной стоимости каждого элемента сети на их количество. В перечень элементов сети включенные все элементы, которые входят в проектированную схему электроснабжения.

Расчет капитальных расходов заносим в таблице 3.1. В этой же таблице сделанный расчет общей суммы условных единиц объекта проектирования.

Таблица 3.1 — Расчет капитальных вложений и суммы условных единиц

№ п/п	Элементы схемы электроснабжения	Ед. измерения	Кол-во от. измерения	Сумма кап. расходов тыс. руб.
1.	Оборудование КТП 6-10/0,4 кВ открытой установки	подст	4	500
	ВНРп 10/ 630-103 по3В3	Одн.	6	30
	ПН 2-400/250	Одн.	51	0,918
2.	КЛ 10 кВ с алюм. обол. в земле:		2,408	72,601
	50мм²	км.
	95 мм²	км.	0,765	38,028
	120 мм²		1,280	74,329
	185 мм²		1,000	88,660
3.	КЛ 0,4 кВ:		2,420	72,960
	50 мм²	км.
	70 мм²	км.	1,600	61,472
	95 мм²	км.	2,120	105,385
	120 мм²	км.	4,600	267,122
	150 мм²	км.	9,200	445,28
	185 мм²	км.	2,800	248,248
4.	Всего	—	28,193	2006,3

За условную единицу (УО) принимается средняя по Минэнерго России трудоемкость ремонтно-эксплуатационного обслуживания основного и вспомогательного оборудования, передаточных устройств, а так же трудозатрат служб, отделов, мастерских и аппарата управления; содержанием условной единицы (эталон) есть трудоемкость ремонтно-эксплуатационного обслуживания 1 км одноцепной линии электропередачи на металлических или железобетонных сопротивлениях, напряжением 110 кВ. Конкретная величина УО колеблется в пределах 40-50 норм-часы в зависимости от величины эффективного фонда времени работы персонала. Эффективный фонд времени, в свою очередь, определяется балансом рабочего времени одного производственного рабочего.

.2 Определение годовых эксплуатационных расходов по передаче электроэнергии

Расчет расходов по передаче электроэнергии проведен по относительно узкому кругу расходов, так как для более полного расчета учебных исходных данных недостаточно.

Состав и содержание годовых эксплуатационных расходов главным образом определяется составом и содержанием ремонтно-эксплуатационного обслуживания сети на протяжении года.

Условно все работы по поддержке системы электроснабжения в рабочем состоянии можно разделить на две группы:

— эксплуатационные;

ремонтные.

В состав эксплуатационных работ входят:

— ревизия и обзоры электрических линий и подстанций в объемах и в сроки, предусмотренные Правилами технической эксплуатации;

текущий ремонт и внеочередной ремонт оборудования, домов и электрических устройств;

отход за оборудованием, электрическими устройствами, домами, и сооружением;

контроль знаний и повышение квалификации эксплуатационного персонала.

Эти работы оставляют 80-85% всех работ.

В состав ремонтных работ включенный в основному капитальный ремонт электрических линий, подстанций, домов и сооружений, которые входят в комплекс электрических сетей. Эти работы составляют 15-20% всех работ, а ежегодная стоимость капитальных ремонтов составляет 2-3% стоимости основных фондов.

Годовые эксплуатационные расходы ЕЗ^Г в общем виде определяют по формуле:

ЕЗ^Г = М + АВ_З ^Р + ФОП_ЕК ^Р + Н_СЗ + ТЗП + Р_В.Н. + УВ, (3.1)

где М — стоимость разных материалов, связанных с эксплуатацией и ремонтом; АВ_З ^Р — общие годовые амортизационные отчисления на восстановление и капитальный ремонт; ФОП_ЕК ^Р — фонд оплаты труда эксплуатационного персонала, Н_СЗ — начисление на ФОП по социальным мероприятиям; ТЗВ — транспортно-заготовительные расходы; Р_В.Н. — стоимость электроэнергии на собственные нужды; УВ — управленческие расходы.

Расчет годовых эксплуатационно-ремонтных работ следует вести в калькуляционном разрезе. Статьи расходов должны отображать направление расходов.

.2.1 Расчет учетной численности эксплуатационно-ремонтного персонала

Промышленно-производственный персонал спроектированной системы в силу специфики процессов электроснабжения представляет собой эксплуатационный и ремонтный персонал (в дальнейшем именованный эксплуатационно-ремонтний).

Его общая среднегодовая численность в зависимости от выполняемых функций делится по категориям:

— рабочие — основные, вспомогательные и обслуживающие;

служащие — управленческий персонал, инженерно-технические работники и другие специалисты.

Расчет общей годовой численности обслуживающего персонала сети Ч^СП _ППП выполняется на основании суммы условных единиц УО по проекту и штатному коэффициенту К_ШТ , что представляет собой явочную численность ППП, что приходится на 100 условных единиц.

Ч^сп _ппп = (К_шт ·)·К_пер , (3.2)

Ч^яв _ппп = К_шт ·,

• (3.3)

где К_пер — коэффициент переведения явочной численности в учетную

Таблица 3.2 — Расчет годовых расходов на эксплуатационно-ремонтное обслуживание сети электроснабжения

№ г.г.	Статьи расходов	Условные обозначения	Сумма расходов, тыс. руб.
1.	Фонд оплаты труда Е кспл. рем .персонала-всего:	ФОП ЕК Р	313,46
	в т.ч. 1.1. Фонд основной заработной платы	ФЗПосн	162,1
	1.2. Фонд дополнительной зарплаты	ФЗПдоп	103,9
	1.3. Оплата всех видов отпусков	ФЗПотп	47,41
2.	Отчисление на социальные мероприятия — всего:	Н С.З	117,5
3.	Амортизационные отчисления на восстановление	АВ Р В	91,91
4.	Амортизационные отчисления на кап. ремонт и модернизацию	АВ Р К.Г.	23,87
5.	Основные и вспомогательные материалы на все виды ремонтов и содержание оборудования	М	104,72
6.	Транспортно-заготовительные расходы по материалам	ТЗВ	9,661
7.	Электроэнергия и другие энергоносители на собственные нужды	Р В.Н.	2,7105
8.	Управленческие расходы	Р У	90,37	ВМЕСТЕ	ЕЗ Р	1066,7

Ч^сп _ппп = (2,63´616/100)´1,1783=19 чел.

Ч^яв _ппп =2,63´616/100=16 чел.

В условиях России Минэнерго рекомендует в расчетах принимать средний штатный полный коэффициент 2,63 чел./100 УО.

Процент неявок определен в результате расчета баланса рабочего времени одного работающего.

Таблица 3.3 — Баланс рабочего времени одного работающего.

№ п/п	Элементы фонда времени	Расчетная величина
1.	Число календарных дней в годе	365
2.	Число нерабочих дней — всего	114
	в т.ч. 2.1. Исходных	104
	2.2. Праздничных	10
3.	1.1.1.1.1.1.1 Количество часов в смену	7
4.	Номинальный (режимный) фонд рабочего времени Ф н
	4.1. Дней	251
	4.2. Часов	2008
5.	Невыходы на работу полнодневные
	5.1. Дней	42
	5.1.1. Тарифный отпуск	24
	5.1.2. Учебный отпуск	4
	5.1.3. По болезни	6
	5.1.4. В связи с родами	6
	5.1.5. Выполнение государственных и общественных обязанностей	1
	5.1.6. Другие невыходы по вине администрации	1
	5.1.7. Дополнительный отпуск	1
	5.2. Часов	336
6.	Внутрисменные потери времени в часах — всего	22
	в т.ч. 6.1. Сокращенные предпраздничные дни	10
	6.2. Сокращенный день для подростков	8
	6.3. Другие внутрисменные простои	4
7.	Общее количество часов невыходов на работу	358
8.	Эффективный фонд рабочего времени — часов	1650

Коэффициент переведения явочной численности в учетную определенный в зависимости от запланированного процента неявок L_н работающих, обусловленных законодательством:

К_пер = 1 + L_н , (3.4)

К_пер = 1 + 0,1783 = 1,1783

Определив по формуле (3.2) учетную численность всех работающих, распределим ее по категориям, использую сформированные для электросетей соотношения между категориями. Функции работающих определяют структуру по категориям. В таблице 3.4 данные рекомендации из такой структуры, и установлено количество работающих с отклонениями от нормальных условий работы и профессии, которые соединяются

Таблица 3.4-распределение общей численности эксплуатационно-ремонтного персонала

Функции	Категории	Соотношение, %		Распределение численности