Совершенствование систем коммерческого и технического учета электроэнергии

Оглавление Аннотация………………………………………………………………. Введение…………………………………………………………………
ГЛАВА 1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА И ТЕХНОЛОГИЯ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА БГПЗ 1.1. Характеристика предприятия как объекта потребления энергоресурсов.………………………………………………………………. 1.2. Характеристика исходного сырья и готовой продукции…………… . 1.3. Информация о топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) предприятия …………………………………………………………………. 1.4. Краткое описание режимов работы энергоиспользующего оборудования………………………………………………………………… 1.5. Технологические преобразования нефтяного газа…………………… ГЛАВА 2. Система электроснабжения Белозерного ГПЗ ГЛАВА 3. состояние и организация коммерческого и технического потребления и распределения электроэнергии 3.1.Необходимость рационального управления электропотреблением…… 3.2.Организация и совершенствование систем контроля выработки и потребления ТЭР…………………………………………………………… . 3.3. Общие требования к программным средствам АСКУЭ……………………. 3.4.Требования к устройствам сбора и передачи данных (УСПД)……………… 3.5. Требования к учету и определения…………………………………… 3.6. Фактическое состояние контроля и учета на БГПК………………… ГЛАВА 4. Разработка предложений по совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии на ГПК 4.1. Пути доведения существующих средств контроля и учета БГПК до требований ОРЭМа………………………………………………………… 4.2.Описание схемы автоматизации АСКУЭ……………………………… . 4.3.Описание комплекса технических средств………………………………
ГЛАВА 5. ТЭО по совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии на ГПК 5.1. Определение экономической эффективности проекта……………… 5.2. Эффективность проекта………………………………………………… ГЛАВА 6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ (ТБ) при обслуживании и ремонте систем контроля и учета расхода электроэнергии Вывод………………………………………………………………… . Приложение 1. Организационная структура Белозерного ГПК………… Приложение 2. Принципиальная технологическая схема основного производства…………………………………………………………………. Приложение 3. Принципиальная схема электроснабжения предприятия Приложение 4. Существующая схема коммерческого и технического учета на предприятии……………………………………………………… . Приложение 5. Предлагаемая схема коммерческого и технического учета на предприятии ………………………………………………………. Приложение 6. ТЭО по совершенствованию системы учета предприятия (схема окупаемости проекта и движения затрат и доходов)………………. Приложение 7.Структурная корпоративная схема АСКУЭ………………. Приложение 8.Характеристика счетчиков существующего коммерческого учета электроэнергии на БГПК…………………………… Приложение 9. Перечень субабонентов, подключенных к сетям Белозерного ГПК…………………………………………………………… Приложение 10. Характеристика счетчиков предлагаемого коммерческого учета электроэнергии ОАО «Белозерный ГПК»………… Литература……………………………………………………………. Аннотация Данный Дипломный Проект состоит из пояснительной записки на 86 листах, 11 таблиц, 10 приложений и 6 чертежей формата А1. Содержит информацию о производственной деятельности и электропотреблению Белозерного газоперерабатывающего завода (комплекса) (БГПЗ или БГПК), а также о фактическом состоянии систем учета потребления электроэнергии. На основании технического и экономического анализа средств автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), предложена новая система коммерческого и технического учета. Введение В нашей стране очень много предприятий, основной сферой деятельности которых, является потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Основная задача таких предприятий - это рациональное использование ресурсов, с целью получения наибольшей отдачи от производственного процесса. От правильного функционирования таких предприятий зависит состояние энергосистемы страны в целом. В данном дипломном проекте (ДП) нет решения такой глобальной проблемы, как рациональное использование ресурсов или как наладить нужное функционирование всего предприятия, но есть ответы на такую актуальную в наше время проблему как контроль и экономичный учет электроэнергии. Основной способ решения данной проблемы, это внедрение автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). В настоящей работе рассмотрен производственный комплекс (ПК), на примере которого показано состояние и организация коммерческого и технического учета электроэнергии, представлено функционирование реального предприятия, его структура, технология, анализ существующей системы учета. Описаны устройства считывания, передачи и преобразования информации, посредством которых ведется слежение за электроэнергетическими процессами. Огромное значение в ДП уделяется перечню задач, которые необходимо решить при внедрении современной АСКУЭ. Показана система оплаты ПК с его субабонентами и энергосбывающим отделением регионального АО-Энерго. Также уделено внимание тем положительным аспектам, которые имеют место при выходе предприятия на федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ). Рассматриваемое предприятие является крупным потребителем электроэнергии, что во многом определяет экономику производства. В ДП показана экономическая эффективность перехода предприятия на оплату за электроэнергию по дифференцированным во времени суток тарифам. Описаны преимущества зонных и двухставочных тарифов поставки электроэнергии. Подведен итог и сделаны соответствующие выводы.
ГЛАВА 1. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА И ТЕХНОЛОГИЯ ОСНОВНОГО ПРОИЗВОДСТВА БГПЗ 1.1. Характеристика предприятия как объекта потребления энергоресурсов 1.1.1. Краткая информация о предприятии Белозерный ГПЗ (БГПЗ) находится в 65 км от г. Нижневартовска. Он рассчитан на переработку сырого нефтяного газа производительностью 4 млрд. нм3/год.
Завод получает исходное сырье с Варьеганского ГПЗ (с 1.06.2000г. филиал Белозерного ГПЗ.) и с Самотлорских нефтяных месторождений. ОАО «Нижневартовскнефтегаз» г/пр «Парабель-Кузбасс» Рис.1.1. Схема приема попутного нефтяного газа и распределения сухого газа. Организационная структура Белозерного ГПК наглядно показана в П.1. Заводоуправление осуществляет контроль над структурными подразделениями БГПК. Самые важные структурные подразделения - это подразделения основного производства. Цеха по переработке газа (ЦПГ-1 и ЦПГ-2) выполнены как два технологических потока, каждый из которых может работать независимо от другого. Товарно-сырьевой цех (ТСЦ) включает в себя хранилище и товарные парки. В нем хранятся различные горючесмазочные материалы (ГСМ), запасные части для оборудования завода и др. Те подразделения, что не входят в основное производство (электрический цех (ЭЦ), цех КИПиА, ремонтно-механический цех (РМЦ), ремонтно-строительный цех (РСЦ), цех пароводоснабжения и котельная, вспомогательные производства) - служат для поддержания его функционирования, обеспечивают работоспособность. Готовой продукцией являются (см. табл. 1.1.): - сухой отбензиненый газ, подаваемый в газопровод «Парабель-Кузбасс» и на Нижневартовскую (НВ) ГРЭС; - ШФЛУ, подаваемая в продуктопровод на Тобольский НХК; - стабильный газовый бензин; - пропан. Таблица 1.1. Выработка продукции в 1999-2000 годах в натуральном выражении. Наименование Единица измерения Объем В 1999 году За 5 месяцев 2000 года Исходное сырье Продолжение табл. 1.1. Попутный нефтяной газ млн. нм3 1343,83 * 806,30 Продукция Сухой газ млн. нм3 882,04 710,40 ШФЛУ тыс. т 144,77 155,28 Стабильный бензин тыс. т 86,46 50,52 Пропан тыс. т 0,49 0,30 Белозерный ГПЗ выполнен на комплектном импортном оборудовании по схеме низкотемпературной конденсации с турбодетандером. Завод состоит из двух технологических потоков — цехов переработки газа (ЦПГ), каждый из которых состоит из (см. П.2.): - блока подготовки газа к переработке; - двух линий компримирования, состоящих из трех ступеней, каждая из которых осуществляет: а) компримирование; б) охлаждение; в) очистку сырого газа; - блока осушки сырого газа; * объем принятого в переработку попутного нефтяного газа в 1999 году включает принятое сырье под услуги процессинга, объем принятого сырья и выпущенной продукции по услуге процессинга заказчиком не представлен. - блока переработки газа, осуществляющего разделение осушенного газа по фракциям: а) сухой отбензиненый газ; б) широкая фракция летучих углеводородов (ШФЛУ); в) стабильный газовый бензин; - двух линий компримирования отбензиненого газа; - пропан-холодильной установки (ПХУ). 1.2. Характеристика исходного сырья и готовой продукции. 1.2.1. Попутный нефтяной газ. Как уже упоминалось выше, сырьем является нефтяной газ Самотлорского и Варьеганского месторождений, поступающий по отдельным газопроводам. Количество газа Самотлорского месторождения в 1996 г. Составило 1,5 млрд.нм3, Варьеганского месторождения – 0,5 млрд.нм3. Содержание воды в поступающем на предприятие нефтяном газе не должно превышать 10 г/нм3, мех примесей до 70 мг/нм3 с размером частиц от 0,25 до 0,001 мм. Только при таком условии сырой нефтяной газ можно подвергать технологическим преобразованиям. 1.2.2. Готовая продукция. Готовой продукцией является сухой отбензиненный газ. Он должен отвечать требованиям (см. табл. 1.2.) ГОСТ 5542-87 “Газы природные топливные для промышленного и коммунально-бытового назначения”. Таблица 1.2. Требования, предъявляемые к сухому газу. № п/п Наименование показателя Норма 1. Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/ м3), при 20 оC и 101,325 кПа, не менее 31,8 (7600) 2. Область значений числа Воббе (высшего) МДж/м3(ккал/ м3) 41,2-54,5 (9850-13000) 3. Допустимые отклонения числа Воббе от номинального значения, %, не более +5 4. Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более 0,02 5. Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более 0,036 6. Объемная доля кислорода, %, не более 1,0 7. Масса механических примесей в 1 м3, г, не более 0,001 8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1% воздуха, балл, не менее 3 1.3. Информация о топливно-энергетических ресурсах (ТЭР) предприятия Потребляемыми энергоресурсами (см. табл.1.3.) являются: - электроэнергия (данные о потреблении электроэнергии приведены в таблице 1.4.);
- топливный газ, используемый на технологические нужды (см. табл. 1.5.) и на котельной, являющийся собственной продукцией, отбираемой перед последней ступенью компримирования; - тепловая энергия на технологию и нужды отопления (см. табл. 1.6.), вырабатывается на собственной котельной, использующей топливный газ;
- вода, на технологию и хозяйственно-питьевое водоснабжение, из собственных артезианских скважин и от АО "Черногорнефть" (см. табл. 1.7.); - воздух высокого давления, на технологию, вырабатывается на собственной компрессорной. Таблица 1.3. Потребление энергоресурсов в 1999 году. Энергоноситель Един. измерения Объем потребления в 1999 году Стоимость, руб. %от себестоимости Электроэнергия кВт. ч 568 539 700 175573000 42,6 Тепловая энергия Гкал 37397 5 459 962 1,3 Топливный газ нм3 27 600 000 1 518000 0,4 Вода м3 165 500 469 000 0,1 Продолжение табл. 1.3. Себестоимость производства продукции 412 203 000 100 Таблица 1.4. Потребление электроэнергии подразделениями завода. №п/п Статья прихода/расхода Суммарное потребление в 1999 г., кВт. ч В % от собственного потребления I Приход (по счетчикам) 569 604 500 II Расход 1 Цех переработки газа 562 851 000 98,9 2 Котельная 682 900 0,12 3 Ремонтно-механический цех 541 200 0,09 4 Электроцех 273 700 0,05 5 Участок ВИК 249 900 0,04 6 Установка производства пропана 159200 0,03 7 Ремонтно-строительный участок 88500 0,02 8 Химлаборатория 70400 0,01 9 Установка производства бензина 48700 0,009 Продолжение табл. 1.4. 10 База импортного оборудования 49800 0,009 11 Столовая 50500 0,009 12 Хозяйственный участок 39400 0,007 13 ТТЦ 26200 0,005 14 Участок связи 15300 0,003 15 КИП и А 19600 0,003 16 Заводоуправление 10 100 0,002 17 Здравпункт 5300 0,0009 18 Теплица 2 100 0,0004 19 ВОХР 1 300 0,0002 20 ГСС (спасательная служба) 600 0,0001 21 Потери эксплуатационно-неизбежные: (расчетные) 3 354 000 0,6 ИТОГО 568 539 700 100 Субабоненты 1 064 800 ВСЕГО 569 604 500 Таблица 1.5. Потребление котельно-печного топлива в 1999 году технологическим оборудованием завода и на котельной. «№» п/п Статья прихода/расхода Суммарное потребление в 1999 г., нм3 В % от общего потребления I Приход (по счетчикам) 27 600 000 II Расход по потребителям 1 Технология 22 224 000 81 1.1 Печь Н- 101 Данные отсутствуют или недостоверны - 1.2 Печь Н- 102 - 1.3 Печь Н- 105 - 1.4 Печь Н- 106 - 2 Котельная 5 376 000 19 Итого 27 600 000 100 Данные по пункту 1 определены как разница потребления котельно-печного топлива предприятием и потребления топлива на котельной (пункт 2). Таблица 1.6. Потребление тепловой энергии.
№ п/п Статья прихода/расхода Суммарное потребление в 1999 г., Гкал В % от собственного потребления I Выработка (по счетчикам) 38863 II Расход по потребителям 1 Технология 7825 20,9 2 Обогрев зданий 12957 34,7 3 Вентиляция 8638 23,1 4 Горячее водоснабжение 3207 8,6 5 Потери 4740 12,7 Итого 37 397 100 Отпуск на сторону 1466 Всего 38863 В таблице указаны данные определенные расчетным путем и отраженные в отчетной документации Белозерного ГПЗ. Таблица 1.7. Потребление воды. № п/п Статья прихода/расхода Суммарное потребление в 1999 г., м 3 Примечание I Приход (по счетчикам) 165500 1 Питьевая из артезианских скважин 39500 2 Техническая от НК «Черногорнефть» 126000 II Расход - Данные отсутствуют 1.4. Краткое описание режимов работы энергоиспользующего оборудования Анализ работы предприятия в целом показал, что в настоящее время нагрузка завода значительно ниже номинальной. Прием сырого газа в 1999 г. составил величину 1847,13 млн. нм3, это 46,2 % его номинальной производительности - 4000 млн. нм3/год. Поставка сырого газа в таком количестве обеспечивает работой одну технологическую линию с нагрузкой 92,4 %, вторая линия простаивает, но требует расхода энергоресурсов на поддержание технических систем в работоспособном состоянии, на обогрев, вентиляцию и освещение зданий. 1.5. Технологические преобразования нефтяного газа Основные технологические преобразования, которым подвергается сырой нефтяной газ поступающий от нефтяных месторождений, показаны на рис 1.2. После транспортировки газ необходимо подготовить к переработке. При определенном давлении и температуре газ проходит через сепараторы, где проходит улавливание углеводородного конденсата, мехпримесей и влаги. Мехпримеси и влага удаляются из газа, а углеводородный конденсат обезвоживается и проходит процесс разгазировки, после чего откачивается в трубопровод товарной или сырой нефти. Далее происходит компримирование сырого газа. Газ из сепараторов поступает на прием компрессоров, работающих параллельно, где сжимается до определенного давления. После этого газ с температурой 127-129оС поступает в аппараты воздушного охлаждения. Регулировка температуры на выходе из аппаратов воздушного охлаждения осуществляется автоматически путем изменения угла атаки лопастей вентиляторов и изменением степени открытия створок жалюзи. Охлажденная до 40оС газожидкостная смесь поступает в сепараторы высокого давления для дальнейшего отделения углеводородного конденсата и влаги. Отделившаяся в сепараторах вода и жидкие углеводороды через клапана выводятся во влагособирающие сепараторы. Следующая операция – это осушка нефтяного газа. При этом газ из сепаратора высокого давления подается в адсорберы для осушки от влаги. Адсорбция осуществляется на слое молекулярных сит. Блок осушки и адсорбция состоит из 6-ти параллельно обвязанных адсорберов, 4 из которых находятся в режиме адсорбции, 2 на регенерации (один в стадии десорбции, другой в стадии охлаждения). Потоки газа в адсорберах регулируются с помощью переключающихся клапанов, приводимых в действие программирующим устройством. Далее идет охлаждение и расширение осушенного и очищенного газа. Газ из адсорберов проходит через фильтр, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит, после чего разделяется на два потока. Первый поток последовательно охлаждается до температуры -9, -11оС, далее до температуры -30оС в холодильнике и до температуры -50, -54оС в теплообменнике. Второй поток последовательно охлаждается до температуры -33, -36оС, далее до температуры -50, -54оС в рибойлере деметанизатора. После охлаждения оба потока поступают в сепаратор для отделения жидкости. Около 50% газа из этого сепаратора подается на прием турбодетондера, где охлаждается до -80, -84оС за счет расширения при увеличении объема. Остальные 50% газа, используя характер Джоуля-Томсона, байпосируются через дроссельный клапан. Деметанизатор представляет собой фракционную колонну с тарелками и служит для выделения метана из углеводородного конденсата. Верхняя его часть, в которую подается газожидкостная смесь из турбодетондера является сепаратором. Охлажденная газожидкостная смесь поступает в рефлюксную емкость для дальнейшего охлаждения. После охлаждения отбензиненный газ необходимо повторно компримировать. Компримирование осуществляется в две степени. Отбензиненный газ сжимается. Давление на нагнетании регулируется путем изменения потока газа. Расход на нагнетании компрессора измеряется специальным сужающим устройством. Газ после компрессора турбодетондера делится на два потока и сжимается параллельно работающими компрессорами. Оба потока защищены против помпажа байпасными линиями с клапанами. Потоки отбензиненного газа, сжатые к компрессорах, поступают в воздушные холодильники, где соответственно охлаждаются. После воздушных холодильников оба потока объединяются в один и в виде сухого отбензиненного газа поступают в магистральный газопровод Парабель-Кузбасс.
ГЛАВА 2. Система электроснабжения Белозерного ГПЗ Электроснабжение предприятия (см. П.3) осуществляется от сети 220 кВ «Тюменьэнерго» через двухтрансформаторную ПС 220/10 кВ «Газовая» Белозерного ГПЗ с трансформаторами мощностью по 160 МВА, от которых осуществляется питание секций 10 и 6 кВ ЗРУ предприятия. Трансформаторы типа ТРДЦН-160/220/10/10 с глухозаземленымн нейтралями на стороне ВН. На стороне НН трансформаторов расщеплен­ные обмотки работают раздельно.
Установленная мощность электрооборудования - 571240 кВА, в т.ч. 348920 кВА - трансформаторы. Электроснабжение основной производственной нагрузки осуществляется от распределительных устройств, состоящих из 4-х секций шин 10 кВ и 2-х секций шин 6кВ. Помимо этого имеются две секции шин 10 кВ отечественного производства для электроснабжения общезаводских вспомогательных потребителей (котельная, административно - производственный корпус, очистные сооружения и др.). Секции шин попарно соединены секционными выключателями, находящимися в нормальном режиме в отключенном положении с устройством АВР (автоматическое включение резерва). Основными потребителями электроэнергии являются высоковольтные синхронные и асинхронные электродвигатели компрессоров в количестве 10 шт. Они потребляют до 90 % электроэнергии. Установлено: - Синхронных электродвигателей TABL - RCCPXY мощностью 18.2 МВт - 4 шт.; TABL - RCCPXY мощностью 15,7 мВт - 4 шт.; - Асинхронных электродвигателей TIKK - RCCPXY мощностью 5,7 МВт-2 шт.; Все мощные электродвигатели подключены на шины10 кВ. Синхронные электродвигатели работают в режиме перевозбуждения с cos =0,98. Потребители 6 кВ пи­таются от 2-х комплектных ТП 2x2500 кВА, 10/6 кВ. Электроснабжение потребителей 0,4 кВ производится от двух трансформаторных ПС 10/0,4 кВ, которые имеют по две секции шин на стороне низкого напряжения. Секционный автомат нормально отключен, его включение, при необходимости, осуществляется вручную. Основные группы потребителей составляют: • синхронную нагрузку – электрические приводы компрессорных установок; • асинхронную нагрузку – технологическое оборудование с электрическими приводами, вентиляторы, насосы и станки вспомогательных цехов; • осветительную нагрузку – освещение цехов, бытовых, складских помещений и наружной территории завода. ГЛАВА 3. состояние и организация коммерческого и технического потребления ираспределения электроэнергии 3.1. Необходимость рационального управления электропотреблением Система рационального управления электропотреблением предприятия - потребителя электрической энергии, является составной частью управления энергетическим хозяйством, интегрированной в систему управления предприятием в целом и необходима для того, чтобы обеспечить обеспечивать: - оперативно-диспетчерское управление электрохозяйством, согла­сованное с технологической системой, а также с питающей энергосистемой, в том числе собственными источниками электрической энергии; - контроль за соблюдением предприятием установленных для него режимов работы по договору (контракту) питающей энергетической системой (электроснабжающей организацией); - контроль и надзор за техническим состоянием электроустановок, включая собственные источники электрической энергии, работающих ав­тономно (не являющихся блок-станциями); - экономичную работу электрохозяйства путем повышения производительности труда персонала электрослужбы и осуществления мероприятий по энергосбережению; - необходимый уровень надежности и безопасности электроэнергетической системы предприятия и его отдельных частей; -обновление основных фондов электрического хозяйства путем технического перевооружения и реконструкции, модернизации оборудования; - повышение квалификации персонала, распространение передовыx методов организации труда, развитие рационализации и изобретатель­ства. Известно, что управление любой человеко-машинной системой, ка­ковой и является электроэнергетическая система, предполагает выполне­ние следующей совокупности функций: - сбор и предварительная обработка информации; - анализ (оценка) фактических результатов работы системы и ожидаемых (плановых) показателей; - прогноз результатов функционирования системы при сохранении (или при измененных) входных параметрах системы; - принятие плановых решений; - нормирование отдельных входных параметров с учетом необходимых результатов и имеющихся ограничений в ресурсах; - организация выполнения принятых плановых решений путем воздействия на технические средства управления, непосредственно на саму систему и персонал, осуществляющий эксплуатацию системы. Один из способов рационального управления электропотреблением – это внедрение АСКУЭ. .5 3.2.Организация и совершенствование систем контроля выработки и потребления ТЭР Без соответствующей системы контроля и учета невозможно обеспечить качественное управление (анализ, прогнозирование, нормирование и планирование), а также эффективное использование электроэнергии в производственных системах. Нормирование электропотребления на любом уровне (агрегат, участок, цех, предприятие) при отсутствии приборного учета становятся бесконтрольными, формальными. Основные требования к системе контроля и учета: 1. Система контроля и учета должна быть эффективной (экономичной). 2. Система контроля и учета должна обеспечить качество учета: оперативность, точность, необходимый объем и достаточную степень разделения (дифференцирования). 3. Система контроля и учета должна обеспечить выполнение требований системы управления производством, в том числе режимами энергопотребления. Учет расхода энергоносителей, на выработку и транспортировку которых расходуется электроэнергия (сжатые газы, вода под давлением, хладо- и теплоносители), на большинстве предприятий ведется неудовлетворительно: в лучшем случае имеется учет расхода энергоносителей на вводе в цех. Между тем как по ряду предприятий на выработку и транспортировку энергоносителей расходуется от 30 до 50% общего потребления электроэнергии предприятия. То же самое можно сказать и по системам контроля и учета потребления топлива и тепловой энергии. Отсутствие рациональной системы контроля и учета электроэнергии не позволяет обеспечить оперативный контроль ее потоков, составлять аналитические энергобалансы, оценивать и стимулировать эффективность использования, обоснованно нормировать и управлять потреблением энергии. Поэтому назрела острая необходимость по созданию на предприятиях автоматизированных систем контроля и учета энергии (АСКУЭ). Многие предприятия России активно занимаются внедрением АСКУЭ. В настоящее время только на рынке АСКУЭ (электроэнергия) число внедренных систем превысило 10000. АСКУЭ является подсистемой автоматизированной системы управления энергохозяйством предприятия (АСУЭ), а отдельные ее элементы - неотъемлемыми компонентами АСУТП. Современные АСКУЭ являются интегрированными: по горизонтали они интегрированы по источникам и видам, а так же потребителям ТЭР, по вертикали они интегрированы в АСУЭ, автоматизированную систему управления (АСУ) холдинга, АСУ топливо-энергоснабжающих организаций (АСУ-ТЭСО), а по электроэнергии, например, и в АСКУЭ ОРЭМ.
В пределах предприятия АСКУЭ охватывает несколько уровней СЭС: систему питания (контроль поступления ТЭР), систему распределения и, на конец, систему потребления ТЭР. Рассмотрим это положение на примере системы электроснабжения. На рис. 3.1.представлена структурная схема
контроля и учета электроэнергии. Регулирование потребления электроэнергии осуществляется на двух уровнях: на уровне пунктов приема электроэнергии от электроснабжающих организаций (ЭСО) и на уровне потребителей - отдельных электроемких агрегатов и цехов. Сбор и первичную обработку информации по режимам активной электрической мощности необходимо сосредоточить на местных пунктах сбора и обработки информации (МП СОИ), которые входят в состав АСУТП цехов и производств, так как регулирование электрической мощности и потребления электроэнергии может производить только технологический персонал, изменяя режимы работы электропотребляющего оборудования и технологических процессов. Сбор и обработку информации по источникам питания - потребление AM и электроэнергии, показатели качества ИП электроэнергии на границе балансовой принадлежности электрических сетей, потребление РМ в электрических сетях предприятия - необходимо сосредоточить на центральном пункте сбора и обработки информации (ЦПСОИ), который входит составной частью в АСУЭ. Управление этими параметрами режима электропотребления должен осуществлять электротехничекий персонал. Кроме того, на ЦП СОИ с МП СОИ передаются данные по потребляемой активной мощности и количеству потребляемой электроэнергии отдельными цехами предприятия в целях обеспечения контроля за режимами электропотребления последних со стороны службы главного энергетика предприятия. Аналогично построены АСКУЭ для остальных ТЭР. По полученной, обработанной и накопленной информации АСКУЭ в СЭС решаются следующие задачи: 1.Режимные: - обеспечение режимов и норм потребления ТЭР, установленных договорами с топливо - и энергоснабжающими организациями; - контроль и регулирование значений AM и РМ в часы максимальных нагрузок энергосистемы, а так же максимальных тепловых нагрузок и потребления газа; - контроль и регулирование значений РМ в часы максимальных нагрузок энергосистемы; - контроль и регулирование количества ТЭР, потребляемых предприятием ежесуточно; - контроль и регулирование потребляемой мощности и энергии во время введения разгрузки предприятия при дефиците мощности и топлива в энергосистеме; - контроль и регулирование показателей качества ТЭР на ГБП с топливо и энергоснабжающими организациями (ТЭСО); - текущий контроль и регулирование эффективности использования топлива и энергии по отдельным энергоемким агрегатам и цехам, снижение потерь по отдельным энергоемким агрегатам в цехах, а также снижение потерь энергии в энергетических сетях предприятия. 2.Организационно - экономические: - обеспечение коммерческих отношений с внешними организациями; совершенствование хозрасчетных отношений между структурными подразделениями предприятия, включая учет, анализ и планирование энергетической составляющей себестоимости товарной продукции; - составление и анализ топливных и энергетических балансов по отдельным энергоемким агрегатам, цехам и предприятию в целом; - разработка и внедрение обоснованных показателей эффективности расхода ТЭР на выпуск продукции, составление математических моделей их потребления; - прогнозирование и планирование потребления ТЭР и максимальных нагрузок предприятия и отдельных его подразделений; - организация действенной системы материального поощрения работников предприятия за рациональное использование ТЭР (отдельных работников, бригад, смен, цехов). АСКУЭ, которые наиболее полно могут решать указанные задачи, только начинают внедряться на промышленных предприятиях. Для обеспечения контроля показателей эффективности использования электроэнергии АСКУЭ должна быть дополнена системой учета и контроля материальных потоков технологических процессов, а также энергоносителей, на выработку которых расходуются ТЭР (сжатого воздуха, кислорода, воды под избыточным давлением, хладагентов и др.). Только при указанных условиях все вышеперечисленные задачи контроля и регулирования потребления ТЭР как для отдельных структурных подразделений, так и для предприятия в целом могут быть решены. Современные информационные технологии позволяют построить АСКУЭ любой архитектуры. АСКУЭ являются подклассом АСУТП. Но по сравнению с АСУТП, АСКУЭ имеют ряд особенностей, а именно: 1. АСКУЭ являются системами, обладающими более длительным циклом жизни, поскольку нормативный срок большинства приборов учета составляет 20-30 лет. 2. Уровень оснащенности узлов учета электроэнергии микропроцессорными устройствами сравним с мощными котроллерами с тем лишь отличием, что эти устройства присутствуют на уровне полевых приборов. 3. Кадр запрашиваемой информации может содержать свыше 100 переменных: параметров времени и режимов, показателей качества ТЭР и ряда диагностических признаков, что почти на порядок превышает объем запрашиваемой информации для АСУ ТП. 4. Для реализации всех функций АСКУЭ достаточно обеспечить режим «мягкого» реального времени. Однако для аварийных, а иногда и послеаварийных режимов СЭС требуется режим «жесткого» реального времени. Такой режим может быть обеспечен при помощи местных контроллеров, работающих под управлением операционной системы реального времени. Причем последние могут быть включены в автоматизированную систему диспетчерского управления СЭС (АСДУ). 5. Так как время является коммерческим параметром, то в отличие от АСУ ТП к нему предъявляются самые жесткие требования как в отношении точности измерения, так и в отношении синхронизации интеллектуальных узлов контроля электроэнергии и сервера АСКУЭ. Подсистема контроля коммерческого времени может иметь самостоятельные интерфейсы с внешними по отношению к ней АСУ. 6. Предотвращение несанкционированного доступа в систему для предотвращения хищения ТЭР является весьма важной проблемой и регламентируется специальными нормативными документами. Структура АСКУЭ предприятия состоит из объединения структур ее подсистем с горизонтальными связями, реализующими интеграцию систем учета ТЭР по видам топлива, энергии и энергоносителей (газ, тепловая энергия, электрическая энергия, вода под давлением, сжатый воздух, инертные газы и др.), а так же с АСУ ТП технологических цехов и установок. АСКУЭ предприятия состоит, как уже отмечалось, из двух функциональных частей: коммерческого учета и технического учета. При этом технический учет наиболее тесно интегрирован с АСУ ТП технологических цехов и установок. Тогда как коммерческий учет интегрирован в основном по вертикали (АСУЭ, АСУ ТЭСО, АСУ холдинга или для электроэнергии - АСУ ОРЭМ). На рис.3.2. и в П.7 изображена разработанная ОАО «ИК Кварц» вертикально-интегрированная корпоративная АСКУЭ, зона действия которой простирается на полстраны: от обособленных структурных подразделений ОАО «Сибур-Тюмень», расположенных на территории трех субъектов федерации: ЯНАО, ХМАО и Тюменской области, до г.Москвы, где расположен центральный офис холдинга ОАО «АК Сибур». Рабочий проект пока разработан только для трех уровней управления:
— первый уровень формируется счетчиками электроэнергии на подстанциях газоперерабатывающих заводов и вспомогательных производств; — второй уровень образуют пункты сбора и обработки информации АСКУЭ (ПСОИ) ГПЗ, включающие компьютер сбора данных (HOST- компьютер), SQL-сервер с базой данных и компьютеры, обслуживающие АРМы служб главного энергетика ГПЗ;
— третий уровень-центр сбора и обработки информации АСКУЭ (ЦСОИ), который образуют SQL-сервер с базой данных и компьютеры, обслуживающие АРМы энергослужбы объединения ОАО «Сибур- Тюмень». рис.3.2. АСКУЭ ОАО «Сибур-Тюмень» В дальнейшем будут разработаны проекты по связи системы с центральным офисом ОАО «Тюменьэнерго» (г.Сургут), центральным офисом АК «Сибур» (г.Москва) и пунктом учета ОРЭМ. Представленная система выполняет следующие функции: 1) сбор данных: - получение данных от счетчиков электрической энергии с объектов в автоматическом режиме по расписанию и в режиме спорадического опроса по командам эксплуатационного персонала с занесением требуемой информации в базы данных ПСОИ; при неисправности каналов связи данные со счетчиков могут быть получены путем повторного опроса счетчиков объекта после устранения неисправности канала, а непосредственно на объекте со счетчиков, используя портативный компьютер типа Note Book, дооснащенный PCMCIA с интерфейсом RS485; - синхронизация по времени всех счетчиков с обеспечением безопасной коррекции текущего календаря и времени для каждого счетчика; 2) измерение и обработка данных: - потребление активной, потребление и выдача реактивной энергии на 30-минутных интервалах (текущим расходом и нарастающим итогом) за заданные интервалы и за определенный период по отдельным присоединениям, пунктам приема электроэнергии и по предприятию в целом; - средние (получасовые) значения мощности в часы максимумов нагрузки за заданный период по отдельным присоединениям, пунктам приема электроэнергии и по предприятию в целом; - трехминутные приращения энергии в часы максимума нагрузки за заданный период по отдельным присоединениям, заданным группам присоединений и по предприятию в целом для оперативного контроля электропотребления; - формирование данных для расчета режимов потребления электроэнергии и мощности, исполнения договоров на потребление и снабжение электроэнергией; - формирование информации по электроэнергии и мощности для коммерческих расчетов с поставщиками и потребителями (субабонентами), баланса электроэнергии и мощности по основным узлам контроля, отчетной информации для соответствующих вышестоящих уровней, информации для статистической отчетности и анализа потребления электроэнергии по узлам, основным группам потребления; - получение информации о состоянии счетчиков из оперативно запрашиваемой диагностической информации; 3) хранение данных: - формирование и ведение архивов первичных данных по энергоучету на SQL-серверах ПСОИ и ЦСОИ; - хранение базы отчетных данных на SQL-сервере ЦСОИ; 4) отображение данных: - печать отчетных данных; отображение данных по всем видам расхода электроэнергии (текущим расходам, нарастающим итогом); - отображение информации по усредненным трехминутным значениям мощности для оперативного контроля; 5) взаимодействие со смежными системами: - передача отчетной информации в АСКУЭ ЭСО (ОАО «Тюменьэнерго») по выделенному каналу связи; - прием и передача данных для систем АСУ ТП и АСДУ средствами ОРС; 6) защита данных: - опломбирование счетчиков и их клеммных крышек; защита счетчиков паролями на входе по цифровому интерфейсу; - защита программными средствами данных на дискетах от искажений при переносе данных с портативного компьютера типа Note Book на HOST-компьютер; защита базы данных организацией ее регулярного резервного копирования; 7) конфигурирование системы: - состав входных и выходных параметров счетчиков, формы отчетов и протоколов, периодичность сбора и обработки данных, состав и постановка решаемых задач определяется в рабочем порядке при наладочных работах; - установка паролей на вход в программы в зависимости от уровня полномочий пользователей; - внесение изменений в конфигурацию системы разрешено только лицам, имеющим на то полномочия. Интегрированные АСКУЭ являются перспективным направлением развития современных корпоративных систем управления. 3.3. Общие требования к программным средствам АСКУЭ 1. Программные средства АСКУЭ субъекта оптового рынка должны обеспечивать: а) безотказную работу в течение всего срока службы устройства, а при обновлении версий полную совместимость и сохранение всех ранее установленных и храни­мых параметров; б) автозагрузку операционной системы или программы управ­ления устройства, автосохранение всех установленных парамет­ров и подлежащих хранению данных, при любых сбоях в рабо­те устройства; в) автоматическое самотестиро­вание по всем параметрам; г) вычисление всех необходи­мых показателей энергопотреб­ления, возможность изменения в процессе работы состава и коли­чества учитываемых параметров, а также механизмов их вычисле­ний; д) ведение "журнала событий", фиксирующего все входы в про­граммное обеспечение, его изменения, а также все нарушения нормального функционирования устройства (сбои питания, потеря информации от электросчетчика, пропадания канала связи и т.п.). 2. Программные средства АСКУЭ должны иметь механизмы как аппаратной (пломбирование кана­лов ввода программных средств, установка электронных ключей блокировки доступа) так и про­граммной защиты (система паро­лей) от несанкционированного доступа. 3. Форматы и протоколы, устройств сбора и передачи данных (УСПД), должны быть построены па основе «открытых» промышленных стандартов, т, е. должны позволять использовать их в составе АСКУЭ различных разработчиков, иметь возмож­ность транспортировать данные, электронные таблицы и другие типы программных приложений для дальнейшей обработки и хранения информации. 4. В нормальном режиме работы обмен информацией с системой верхнего уровня АСКУЭ произво­дится по сигналам запроса этой системы, при этом должны пере­даваться любые запрашиваемые и хранимые в УСПД параметры. При нарушениях в работе или фиксации несанкционированно­го вмешательства, программное обеспечите должно обеспечить автоматический перевод УСПД в режим передачи информации на верхний уровень сбора информа­ции. 5. После запуска УСПД в работу, процессы передачи информации на верхний уровень, взаимодей­ствия с внешними устройствами, отображения информации, под­ключение новых каналов учета и передачи информации не долж­ны влиять на процесс сбора, на­копления и хранения информации в УСПД. Обычно систему АСКУЭ приобретают из следующих соображений: Первое: экономический эффект для предприятия. Внедрение системы АСКУЭ позволит провести целый комплекс меро­приятий, результатом которых станет получение существенной прибыли предприятием. Внедрение современной системы учета позволит:
а) повысить точность учета элект­роэнергии (можно бу­дет точно сводить балансы, со­кратить потери и найти те мес­та, где электроэнергию воруют); б) снизить потребляе­мую мощность на предприя­тии в часы пиковых нагрузок энер­госистемы (система покажет, где и когда можно отключить в хо­лостую работающие двигатели, а то и просто устроить перерыв на пол­часа. А в дальнейшем спрогнозировать нагрузку и снизить заяв­ленную мощность на следующий расчетный период);
в) перейти на расчет за электроэнергию с энергосистемой по дифференцированным тарифам. г) выйти на ОРЭМ и по­лучать электроэнергию с рынка, где она еще дешевле (новая цифровая система учета позволяет это осуществить); д) позволит контролиро­вать качество электроэнергии и т.д. Второе: автоматизация сбора дан­ных. Для получения результатов, описанных выше, установкой одних новых счетчиков не обойтись. Нуж­на автоматизация сбора и обработ­ки данных. 3.4.Требования к устройствам сбора и передачи данных (УСПД) 3.4.1. Общие требования 1. УСПД в комплексе с програм­мным обеспечением должно быть метрологически аттестовано для применения в коммерческих и технических рас­четах, иметь соответствующий сертификат Госстандарта РФ, и включено в Госреестр средств из­мерений РФ, а также иметь разре­шение к применению на террито­рии Российской Федерации (сер­тификат по безопасности). 2. УСПД должно иметь защиту от несанкционированного досту­па, как к аппаратной части УСПД (разъемам, функциональным мо­дулям и т.п.), так и к программно - информационному обеспечению. 3. УСПД должно строиться по модульному принципу, обеспечи­вающему возможность оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решени­ях АСКУЭ субъекта оптового рын­ка. 3.4.2. Функциональное назначение 1. УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме: а) Сбор информации от элект­росчётчиков на базе специализи­рованных микропроцессоров по цифровому интерфейсу (типа KS-485, RS-232, ИРИС и т.п.). б) Сбор информации от элект­росчётчиков оснащенных им­пульсными телеметрическимивыходами. в) Обработку принятой ин­формации в соответствии с начальной установкой УСПД. г) Передачу данных по запро­су на верхний уровень (в цент­ральное УСПД (при его наличии) или непосредственно в центр сбора и обработки данных Опе­ратора торговой системы, в центр сбора и обработки данных АСКУЭ субъекта оптового рынка). д) Корректировку времени и даты электросчётчиков па базе микропроцессоров с цифровым интерфейсом. е) Привязку информации от электросчётчиков с импульсным выходом к системному времени УСПД. ж) Самодиагностику. 2. Пapaметрирование УCПД: а) При первоначальной уста­новке (настройке), а также в про­цессе эксплуатации (при замене электросчётчиков, изменении схемы учёта и т.п.), параметрирование должно быть возможно только при снятии механической пломбы и вводе паролей, при этом в памяти УСЦД ("Журнале событий") автоматически должна производится определённая за­пись с указанием даты и времени. б) Параметрирование УСПД под конкретную схему учёта элек­троэнергии энергообъекта долж­но обеспечивать: · Ввод расчетных коэффициен­тов измерительных каналов (ко­эффициенты, трансформации из­мерительных трансформаторов тока и напряжения). · Формирование в группы изме­рительных каналов учёта элект­роэнергии для расчета суммар­ных значений электроэнергии по данным группам. · Задание простейшего алгорит­ма вычисления баланса электро­энергии, как по тинам п/с, так и по энергообьекту в целом (для потребителей субъектов оптового рынка выделение собственного потребления от потребления субабонентов). · Установку интервала опроса электросчётчиков с цифровым выходом. · Установи временных интерва­лов для обработки информации принимаемой от электросчётчиков с импульсными выходами (вычисления усреднённых полу­часовых значений мощностей, формирования суточных графи­ков). · Установку текущих значений времени и даты. 3.4.3. Требования к техническим характеристикам 1. УСПД должно обеспечивать в минимальной комплектации (мо­дификации) присоединение до 16 электросчётчиков и не менее 256 электросчётчиков при пол­ной комплектации, независимо от применяемого интерфейса. 2.УСПД должно обеспечивать: · Объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-485. · Каскадное включение несколь­ких УСПД по интерфейсу типа ИРПС (по принципу "ведущий - ведомый"). · Выход в локальную вычисли­тельную сеть (типа Ethernet). · Передачу данных по коммуни­кационным каналам в центры сбора и обработки информации (по основному и резервному). · Возможность параметрирования с компьютера (через оптопорт) или через встроенную кла­виатуру и табло. 3. УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более 1-й се­кунды в сутки, как при наличии внешнего питания, так и при пол­ном обесточивании устройства (не менее 6-и месяцев). 4. УСПД должно обеспечить хранение: · Суточных, графиков нагрузки средних тридцатиминутных мощностей по каждому каналу не менее 15-и суток. · Суточных графиков нагрузки средних тридцатиминутных мощностей по каждой группе не менее 3-х месяцев. · Расход электроэнергии за ме­сяц по каждому каналу не менее 18-и месяцев, по группам не ме­нее 3-х лет. 5. Напряжение питания от сети переменноготока 100, 220 В ± 20%. 6. Электропотребление УСПД, с полным набором: электронных модулей, не должно превышать 100Вт. 7.Возможность подключения резервного источника постоян­ного тока 100, 220В. 8.Охлаждение УСПД должно осуществляться за счет естествен­ной конвекции. 9.Рабочий диапазон температур-35°С до +550С. 3.4.4. Требования к конструкции УСПД должно выпускаться в еди­ном корпусе, обеспечивать воз­можность одностороннего обслу­живания и иметь степень защиты не ниже IP 51 (no ГОСТ 14254). Конструкция УСПД должна обеспечивать его размещение, как на стандартных, панелях, так и в шкафах навесного настенного монтажа (при использовании внешних модемов). 3.4.5. Требования к надёжности 1. Наработка на отказ не менее 35000 часов. 2. Время восстановления рабо­тоспособности на месте установ­ки (заменой модулей) не более 1-­го часа. 3. Срок службы не менее 2-1-х лет. Примечание: Технические условия (ТУ) на АСКУЭ субъекта ОРЭМ мо­гут включать дополнительные требования к УСПД не противоре­чащие действующим норматив­ным документам и настоящему положению. 3.5. Требования к учету и определения Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определе­ние количества энергии: 1) потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды подстанций; 2) отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электро­станции непосредственно к потребителям; 3) переданной в другие энергосистемы или полученной от них; 4) отпущенной потребителям из электрической сети. Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать воз­можность: 1) определения поступления электроэнергии в электрические сети раз­ных классов напряжений энергосистемы;
2) составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделе­ний энергосистемы; 3) контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов по­требления и баланса электроэнергии. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или передан­ной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенси­рующих устройств.
Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются рас­четными счетчиками. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электро­энергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета. Счетчики, установленные для коммерческого учета, называются счетчиками коммерческого учета. 3.6. Фактическое состояние контроля и учета на БГПК 3.6.1.Договор на потребление электроэнергии Договор на потребление электроэнергией БГПЗ заключен с Нижневартовскими электросетями. 1. Оплата электроэнергии производится по двухставочному тарифу: за заявленную мощность и за потребленную энергию. Штрафные санкции (оплата в 10-ти кратном размере) применяется электросетями при превышении, как заявленной мощности, так и за превышение месячного потребления энергии. 2. Учет электроэнергии на БГПЗ проводится на стороне 10 кВ и, следовательно, не учитываются потери энергии в ВЛ-220 кВ,трансформаторах и токопроводах 10 кВ. 3. Выдача реактивной мощности с шин подстанции в сеть регистрируется счетчиками, но не оплачивается. 3.6.2. Технический и коммерческий учет Для коммерческого учета потребленной электроэнергии (для расчета с АО «Тюменьэнерго») на вводах 10 кВ установлены счетчики типа Р80К4УР, Р80К5УР активной и реактивной энергии. Учет производится 24 счетчиками активной и реактивной энергии (см. П.8), установленными на вводах в ЗРУ-1, 2. Два счетчика расположены на субабонентах. Показания фиксируются электротехническим персоналом ежемесячно, визуально. Поверяются 1 раз в три года. Автоматизированной системы сбора и обработки показаний счетчиков сейчас нет. 1. Коммерческий учет субабонентов осуществляется следующим образом: · для предприятий «Северавтодор» установлены счетчики такого же типа, как для коммерческого учета на вводах. Их показания используются для расчетов. · для предприятия ЗАО «Западно-Сибирская компания по эксплуатации и строительству продуктопроводов» установлена дополнительная ячейка отечественного производства. Ток нагрузки потребителя значительно ниже номинального тока установленных трансформаторов тока. Поэтому нагрузка ЗАО считается пропорционально установленной мощности. ( Перечень субабонентов, подключенных к сетям Белозерного ГПК и планы их электропотребления приведены в П.9). Коммерческий учет субабонентов ведется двумя счетчиками только активной мощности. 2.Приборы для технического учета и контроля нагрузки отдельных потребителей завода установлены для каждого высоковольтного синхронного и асинхронного электродвигателя, для каждого трансформатора японского производства, а также для потребителей отечественного производства. Все счетчики подключены на трансформаторы тока (ТТ), которые находятся в той же ячейке. Счетчики (10 штук) установленны на высоковольтных электродвигателях компрессоров КС-1 и КС-2 (через эти счетчики проходит около 90 % всей электроэнергии БГПК). 12 счетчиков установлены на 12-и трансформаторах (единичной мощностью 1600 кВА), которые передают энергию на технологический участок завода. 4 счетчика установлено на 4-х трансформаторах, которые образуют две ТП 2*2500 кВА. Учет энергии, которая идет на котельную-1 и котельную-2, ведется двумя счетчиками. Для технического учета используются морально устаревшие трехфазные индукционные счетчики типа СЛ4У-И672М. 28 счетчиков не могут обеспечить необходимого и достоверного учета электроэнергии. Очевидно, что технический учет электроэнергии по группам потребления оборудования основным и вспомогательными производствами ведется, но при внедрении АСКУЭ требуется существенный анализ и корректировка конкретных задач технического учета. По данной схеме существующего технического учета электроэнергии видно, что показания приборов регистрируются визуально и эпизодически. Такая система не может обеспечить оперативный сбор и анализ информации, не дает возможности управлять потреблением электроэнергии. Приборный учет электрической мощности отсутствует. При таком подходе допускается систематический недобор электрической мощности и, как следствие значительные переплаты финансовых средств. Анализ существующей системы контроля и учета электроэнергии показывает, что данная система не достаточно экономична, так как не обеспечивает должное качество учета, а именно: оперативность, точность, необходимый объем и достаточную степень разделения (дифференцирования). Также не обеспечивается выполнение требований системы управления производством, в том числе режимами энергопотребления. ГЛАВА 4. Разработка предложений по совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии на ГПК 4.1. Пути доведения существующих средств контроля и учета БГПК до требований ОРЭМа В состав ОАО "Сибур-Тюмень" входит Белозерный ГПЗ со среднемесячной нагрузкой 74235 МВт. Электроснабжение ПС 220/10/10 кВ "Газовая" Белозерного ГПЗ, как было сказано выше, осуществляется от 2-х ВЛ-220 кВ длиной 3.34 км от подстанции 500/220/110/10/6 кВ "Белозерная" Нижневартовских электрических сетей. На ПС 220/10/10 кВ "Газовая" от двух трансформаторов 220/10/10 кВ мощностью 160000 кВА каждый запитаны ЗРУ-10 кВ № 1 и ЗРУ-10 кВ № 2. ЗРУ-10 кВ № 1 имеет четыре ввода 10 кВ, состоит из двух секций шин с возможностью секционирования. Количество точек коммерческого учета электроэнергии в ЗРУ-10 кВ № 1 равно 4. На трансформаторах собственных нужд (ТСН), расположенных на стыке вводов ЗРУ-10 кВ № 1 и ЗРУ-10 кВ № 2, имеется 4 точки коммерческого учета (доработка коммерческого учета). ЗРУ-10 кВ № 2 имеет четыре ввода 10 кВ, состоит из двух секций шин с возможностью секционирования. От шин ЗРУ-10 кВ № 2 питаются две линии субабонентов, таким образом, количество точек коммерческого учета электроэнергии в ЗРУ-10 кВ № 2 равно 6. Общее количество счетчиков-14 (см. П.10). Прежние счетчики технического учета (28 штук) заменяются на современные микропроцессорные счетчики активной и реактивной энергии (старые счетчики СЛ4У-И672М технического учета ведут учет только активной энергии), также произведена доработка технического учета - добавлены точки учета:
Пропан-холодильная установка-1 (ПХУ-1) и ПХУ-2 запитанные от ТП-1 и ТП-2 имеют технический учет в количестве 4 счетчиков. На ТСН расположенных на вводах ТП-1 и ТП-2 установлено еще 4 счетчика. 2 счетчика установлено на вводах комплектного распределительного устройства (КРУ). Блоки АПК, запитанные от шин отечественного производства 10 кВ, получают электроэнергию через 2 счетчика технического учета. Два счетчика установлены в дожимной компрессорной станции-1 (ДКС-1) и ДКС-2, запитанной от 2-й секции шин КРУ 10/0.4, а также в ДКС-1 и ДКС-2, запитанной от 1-й секции шин КРУ 10/0.4 (с каждой шины по 1-му счетчику).
Технический учет осуществляется посредством опроса 42-х счетчиков активной и реактивной электроэнергии. Создаваемая на БГПК АСКУЭ предназначена для автоматизации коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности и передачи информации в ОАО «Сибур-Тюмень», расположенном в г. Нижневартовске. Система АСКУЭ состоит из микропроцессорных электросчетчиков коммерческого учета с интерфейсом RS-485, установленных на панелях учета, а также устройства преобразования и передачи данных (конвертор) RS485/RS232 на HOST компьютер Белозерного ГПЗ и далее в сервер базы данных по электроэнергии и мощности Белозерного ГПЗ. Конвертор RS485/RS232 является устройством сбора, преобразования и передачи данных (УСПД). Требования предъявляемые к УСПД описаны в гл.3, параграф 3.4. Микропроцессорные счетчики учитывают и сохраняют в энергонезависимой памяти значения активной и реактивной энергии, графики активной и реактивной мощности на вводах и позволяют считывать данные через встроенный интерфейс RS-485. Конвертор интерфейсов служит для передачи данных от счетчиков при запросах HOST - компьютера Белозерного ГПЗ, оснащенного мультипортовой платой СОМ-портов. При этом используется программное обеспечение опроса MetCon. 4.2.Описание схемы автоматизации АСКУЭ Структурная схема АСКУЭ Белозерного ГПЗ представлена в П.7 и функционирует следующим образом: Электросчетчики, установленные в ячейках вводов накапливают информацию о расходе активной и реактивной энергии и профиля мощности в энергонезависимой памяти по каждому фидеру. Обмен информацией со счетчиками осуществляется по интерфейсу RS-485, далее данные через кабель связи и конвертор интерфейсов RS485/RS232, установленный по месту в помещении «Аппаратная связи», поступают на HOST-компьютер опроса Белозерного ГПЗ. Запрос данных производится с помощью программного обеспечения MetCon. При этом обмен информацией по принципу запрос-ответ с проверкой контрольных сумм исключает потерю или искажение данных получаемых от счетчиков. Опрос счетчиков можно производить с дискретностью 3 или 30 минут, с получением данных на один момент времени для всех счетчиков. Счетчики технического учета будут опрашиваться для оперативного контроля каждые 3 мин. и для коммерческого учета - раз в сутки. Наличие в счетчиках энергонезависимой памяти исключает потерю данных при аварийных ситуациях. Данные опроса счетчиков сохраняются в базе данных АСКУЭ сервера Белозерного ГПЗ. Для контроля мощности расхода энергии на рабочем месте энергетика Белозерного ГПЗ используется соответствующий АРМ. Для взаимодействия с сервером данных ОАО «Сибур-Тюмень». предусматривается выход в локальную сеть Управления ОАО «Сибур-Тюмень» через радиорелейный канал связи, оснащенный цифровым окончанием и соответствующим маршрутизатором. (Предоставляются Заказчиком). 4.3.Описание комплекса технических средств 4.3.1. Электросчетчики. В настоящее время коммерческий учет расхода активной и реактивной электроэнергии на вводах 10 кВ ПС 220/10/10 кВ "Газовая" Белозерного ГПЗ осуществляется трехфазными счетчиками типа Р80К4УР, Р80К5УР соответственно. Количество активной электроэнергии, отпускаемой на функционирование и нужды завода, определяется трехфазными счетчиками типа СЛ4У-И672М. Поэтому проектом предусматривается замена существующих электросчетчиков и установка дополнительных микропроцессорных трехфазных электросчетчиков активной и реактивной энергии Нижегородского завода им. Фрунзе - типа СЭТ-4ТМ.02. и ПСЧ-4ТА.03.2. Целесообразно произвести замену сервера под задачи АСКУЭ. При дополнительных вложениях возможна установка многотарифных счетчиков, это позволит перейти на расчёт за потреблённую электроэнергию по более гибким тарифам. Во многих энергосистемах установлена разная цена на электроэнергию ночью, днем и в часы пиковых нагрузок энергосистемы. Если предприятие перенесет выполнение части работ на время, когда электроэнергия стоит дешевле, то при том же потреблении сможет платить за нее значительно меньше. Учитывая, что в среднем по России ночной тариф за электроэнергию в 3 раза дешевле, чем днем, экономия может составить до 30 %. Основные технические характеристики электросчетчиков СЭТ-4ТМ.02: • класс точности - А 0,5; Rl,0 • напряжение - 3x57/100 В; • потребление - 4,0 ВА; • ток - Зх5А (допустимая перегрузка 150%); • диапазон рабочих температур - -40 +55С. ПСЧ-4ТА.03.2: • класс точности - А 0,5; • напряжение - 3x57/100 В; • потребление - 4,0 ВА; • ток - Зх5А (допустимая перегрузка 150%); • диапазон рабочих температур - -40 . .+55С. Электросчетчики имеют встроенный интерфейс RS-485 для получения информации о расходе энергии и графика мощности. 4.3.2. Преобразователь RS-485/RS232. Блок I-7520 (производитель ICP-CON) предназначен для преобразования сигналов уровня RS232 в сигналы уровня RS485 и, наоборот, с обеспечением гальванической развязки, не внося никаких изменений в передаваемую информацию. Подключение данного устройства в цепь производится в соответствии с руководством пользователя "1-7000 Bus Converter.
ГЛАВА 5. ТЭО по совершенствованию систем коммерческого и технического учета электроэнергии на ГПК 5.1. Определение экономической эффективности проекта 1) Внедрение АСКУЭ и перевод предприятия на единый договор электроснабжения. Затраты на внедрение этой системы экспертно можно оценить в размере 4,2 млн. руб. на первом этапе при внедрении коммерческого учета, и в размере 2,8 млн. руб. на втором этапе при внедрении технического учета. Данные затраты определены с учетом приобретения компьютеров на рабочие места персонала, покупного программного обеспечения, многопользовательского программного обеспечения верхнего уровня и с организацией получения информации на уровне АК «Сибур». Таблица 5.1 Расчет экономической эффективности внедрения АСКУЭ Сумма затрат на внедрение, млн. руб. Ожидаемая экономия, млн. руб. Ожидае­мый срок окупаемо­сти, лет Коммерческий учет 4,2 5,56 0,8 Технический учет 2,8 1,44 1,8 Всего 7 7 1,0 2) Перевод предприятий ОАО «Сибур-Тюмень» на еди­ный договор энергоснабжения и единый заявленный максимум нагрузки. Со второго полугодия 2000 года в ОАО «Сибур-Тюмень» заключен с ОАО «Тюменьэнерго» единый договор поставки электроэнергии и мощности во все обособленные подразделения акционерного общества.
В соответствии с заключенным договором ежемесячно заявляется единый максимум нагрузки в целом по акционерному обществу с его разбивкой по обособленным подразделениям. Заключение такого договора, по сравнению с существовавшей ранее практикой заключение договоров энергоснабжения каждым заводом, позволило на одинаковый объем энергопотребления снизить величину заявляемой, а также фактически оплачиваемой мощности. Увеличение коэффициента использования оплаченной мощности произошло в основном за счет заключения соглашения о расчетах за фактически потребленные электроэнергию и мощность, а не за заявленные величины. Полный эффект от заключения единого договора энергоснабжения пока не достигнут, так как величина оплачиваемой мощности в расчетном периоде определяется как сумма зафиксированных максимумов нагрузки на каждой питающей подстанции без совмещения их во времени. Только внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии в ОАО «Сибур-Тюмень» позволит технически решить эту проблему. Одновременно целесообразно ввести управление (диспетчеризацию) процессом потребления электроэнергии в акционерном обществе. Выполнение этих мероприятий позволит повысить коэффициент использования оплачиваемой мощности на 3-4%, что даст экономический эффект в размере: 918 885 * 0,03 * 264 = 7 277 569 руб., где: 918 885 кВт – величина мощности, оплаченная в 2001 году, 0,03 – доля снижения оплачиваемой мощности при повышении коэффициента использования мощности на 3%, 264 руб/кВт – тариф на мощность в ОАО «Тюменьэнерго». Экономический эффект составит 5,56 млн. руб. в год (без НДС), при внедрении на втором этапе технического учета энергоресурсов суммарный экономических эффект достигнет 7 млн. руб. в год (без НДС). 3) Вывод Белозерного ГПК на ОРЭМ. На оптовом рынке электроэнергии и мощности в зоне Урала введено два типа тарифов: двухставочный: плата за мощность 64 062,70 руб/МВт за месяц; плата за электроэнергию 165,09 руб/1000кВтч; дифференцированный по времени суток (время московское): ночная зона с 21 до 5 часов 114 руб/1000 кВтч; пиковая зона с 7до 10 и с 16 до 19 часов 294,03 руб/1000 кВтч; полупиковая зона с 5 до 7, с 10 до 16 и с 19 до 21 часа 531,46 руб/ 1000 кВтч. Перевод данных тарифов для характерного суточного графика нагрузки Белозерного ГПК в среднесуточную величину при фактическом среднегодовом коэффициенте использования оплаченной мощности в 2000 г. 92 % дает следующие величины: Таблица 5.2 Наименование исходного тарифа Среднесуточная величина при переводе в одноставочный тариф Двухставочный 261,8 руб/1000кВтч Дифференцированный по времени суток 293,4 руб/1000кВтч Учитывая равномерный суточный график энергопотребления и практически отсутствием возможности регулировать в течение суток загрузку производства для Белозерного ГПК наиболее выгодным является двухставочный тариф. Сравнение уровня тарифов на ОРЭМ для энергозоны Урала с тарифом, по которому Белозерный ГПК приобретает электроэнергию в ОАО «Тюменьэнерго» дает следующий результат: при выходе на ОРЭМ среднесуточный тариф для Белозерного ГПК снижается на 67,2 руб/1000 кВтч, что даст годовое снижение затрат (при объеме потребления в 2001 г. 664 796 000 кВтч) на электроэнергию в сумме 45 млн. руб. (без НДС). 5.2. Эффективность проекта Эффективность проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в предлагаемые мероприятия. Основными показателями экономической эффективности являются: - чистый дисконтированный доход (ЧДД); - индекс доходности; - срок окупаемости инвестиций (капиталовложений); - норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности); - другие показатели, отражающие интересы участников проекта. Эффективность проекта рассчитываем по следующей методике: 1) определяем коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода: , где Е – коэффициент эффективности капиталовложений (23 %); t – год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному. 2) рассчитываем ЧДД: ЧДД определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенный к начальному шагу, или другими словами, это разница между приведенными к настоящей стоимости (путем дисконтирования) суммой денежного потока за период эксплуатации проекта и суммой инвестируемых в его реализацию средств. Величина ЧДД для постоянной нормы дисконта вычисляется по формуле: где Rt – результаты, достигнутые на t-ом шаге расчета; Зt – затраты, осуществляемые на том же шаге; Т – горизонт расчета, который может быть принятым равным сроку окупаемости. На практике часто пользуются модифицированной формулой для определения ЧДД. Для этого из состава Зt исключают капитальные вложения на t-ом шаге Кt. Если через Зt+ обозначить затраты на t-ом шаге при условии, что в них не входят капиталовложения, то тогда формула для ЧДД записывается в виде: Расчет показателей экономической эффективности инвестиций приведен в таблице 5.3. Расчетный период принимаем равным 5 годам. Таблица 5.3 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций Изменение ЧДД за время расчетного периода приведено в Приложении 6. 3) определяем индекс доходности проекта: Если ИД > 1, то проект следует принять; если ИД 4) срок окупаемости с учетом дисконтирования равен 2,1 года. 5) определяем внутреннюю норму доходности (ВНД). Внутренняя норма доходности представляет собой ту норму дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капитальным вложениям. Если ЧДД и ИД инвестиционного проекта дает ответ на вопрос, является ли он эффективным при некоторой заданной норме дисконта (Е), то по полученному в результате расчета ВНД определяется, соответствует ли проект требуемой инвестором норме дохода на вкладываемый капитал.
В обычных условиях определить ВНД можно с помощью нескольких циклов итерации, в которых вычисляется ЧДД при разных ставках дисконта. Расчет ЧДД при разных ставках дисконта представлен в таблице 5.4. Таблица 5.4
С помощью данных таблицы 5.4. рассчитываем ВНД по выражению: где Е1 и Е2 – норма дисконта, при котором ЧДД является положительным и отрицательным значением соответственно. Для данного проекта BНД = 260 %. В нашем случае Е = 23 % годовых, т.е. для предприятия, принимающего проект, это выгодно. ГЛАВА 6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ (ТБ) при обслуживании и ремонте систем контроля и учета расхода электроэнергии 6.1.Требования безопасности 1. При монтаже и эксплуатации "АСКУЭ Сибур-Тюмень" должны соблюдаться: • "Правила устройства электроустановок". • "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей". • "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей". • Требования ГОСТ 22261-82, ГОСТ 26104-89, ГОСТ 12.3.019-80. 2. Подключение и замена составляющих "АСКУЭ Сибур-Тюмень" должны производится при отключенном питании. К этим работам допускаются лица, достигшие 18 лет, имеющие специальное образование и группу по электробезопасности не ниже III, удостоверение на право работы на электроустановках до 1000 В, а также прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и обучение правилам эксплуатации "АСКУЭ Сибур-Тюмень". 3. Корпуса аппаратуры "АСКУЭ Сибур-Тюмень" должны быть надежно заземлены. 4. Персонал, выполняющий измерения с использованием "АСКУЭ Сибур-Тюмень" на подстанции, должен состоять из 2-х человек, имеющих квалификационную группу по электробезопасности на ниже III, а также представлять технологический процесс измерений, особенности и условия эксплуатации. 6.1.1. Измерительные трансформаторы тока. 1. Не допускается использовать шины в цепи первичной обмотки трансформаторов тока в качестве токоведущих при монтажных и сварочных работах. 2. До окончания монтажа вторичных цепей, электроизмерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть замкнуты накоротко. 3. При проверке полярности вторичных обмоток прибор, указывающий полярность, должен быть присоединен к зажимам вторичной обмотки до подачи импульса в первичную обмотку трансформаторов тока. 6.1.2. Кабельные линии связи. 1. При испытаниях КЛС повышенным напряжением испыты­ваемый участок должен быть ограничен. Во избежание появления испытательного напряжения на участках КЛС, не подвергаемых ис­пытаниям, все соединения между ними должны быть сняты. 2. Работники, находящиеся во время испытаний электричес­кой прочности изоляции на разных концах КЛС, должны иметь меж­ду собой связь. 3. Телефонный аппарат на дальнем конце КЛС должен быть включен до проведения испытаний через разделительные конден­саторы (емкостью 0,1 мкФ и рабочим напряжением 5-6 кВ), вклю­ченные в каждую жилу выделенной для телефонной связи пары. Телефонный аппарат и конденсаторы следует располагать вне кот­лована или колодца на деревянной подставке, покрытой резино­вым диэлектрическим ковром. Телефонные разговоры должны проводиться при отсутствии испытательного напряжения на кабеле и только по получении вызова от ответственного руководителя ра­бот. Не разрешается дотрагиваться до телефонного аппарата и со­единительных проводов при испытаниях. 4. Во время испытаний телефонный аппарат у ответственного руководителя работ должен быть отключен, включать его следует пос­ле окончания испытаний и снятия заряда с кабеля. 5. Перед подачей испытательного напряжения на кабель от­ветственный руководитель работ должен предупредить по телефону членов бригады о начале испытаний. 6. Не допускается производить какие-либо переключения на боксах и концах разделанного кабеля, а также прикасаться к кабелю во время испытаний. 7. Металлические корпуса измерительных приборов и уст­ройств должны быть заземлены до начала работы, а снятие заземления должно быть выполнено после окончания работы с приборами и устройствами в качестве заключительной операции. 6.1.3. Приборы учета электроэнергии. 1. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформато­ров тока и напряжения должны иметь постоянные заземления. В слож­ных схемах релейной защиты для группы электрически соединен­ных вторичных обмоток измерительных трансформаторов допускается выполнять заземление только в одной точке. 2. При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов, цепь вто­ричной обмотки трансформатора тока предварительно закорачивает­ся на специально предназначенных для этого зажимах или с помо­щью испытательных блоков. Во вторичной цепи между трансформаторами тока и установлен­ной закороткой запрещается производить работы, которые могут при­вести к размыканию цепи. 3. При работах во вторичных устройствах и цепях трансформа­торов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника должны быть приняты меры, исключающие возможность обратной трансформации. 4. Производителю работ, имеющему группу IV, а также чле­нам бригады, имеющим группу III, разрешается работать отдельно от дру­гих членов бригады во вторичных цепях, если эти цепи рас­положены в РУ и помещениях, где токоведущие части напряжени­ем выше 1000 В отсутствуют, полностью ограждены или располо­жены на высоте, не требующей ограждения. 5. Персонал энергоснабжающих организаций работы с при­борами учета потребителя проводит на правах командированного персонала. Эти работы проводятся бригадой в составе не менее двух работников. В помещениях РУ записывать показания электросчетчиков допускается работнику энергоснабжающей организации, имеющему груп­пу III, в присутствии представителя потребителя. 6. Работы с приборами учета электроэнергии должны проводиться со снятием напряжения. В цепях электросчетчиков, подклю­ченных к измерительным трансформаторам, при наличии испытатель­ных коробок следует снимать напряжение со схемы электросчетчика в указанных коробках. 7. В энергоснабжающих организациях для проведения работ с приборами учета должны быть составлены инструкции или техноло­гические карты по каждому виду работ. 6.2. Техническое обслуживание Настоящие Правила распространяются на стационарные и переносные средства электрических измерений, а также на средства учета (счетчики) электрической энергии. 1. Установка стационарных средств электрических измерений и счетчиков электрической энергии должна соответствовать требовани­ям ПУЭ. 2. Средства измерений электрических величин должны соответствовать действующим ГОСТ и удовлетворять требованиям ПУЭ.
3. Надзор за состоянием средств электрических измерений в электроустановках потребителей осуществляют метрологические службы или подразделения, выполняющие функции метрологической службы. Деятельность этих служб и подразделений осуществляется в соответствии с ГОСТ 8.002—85 и ведомственными положениями о метрологической службе.
4. Лаборатории метрологических служб должны быть оснащены пове­рочным и ремонтным оборудованием и образцовыми средствами изме­рений в соответствии с требованиями нормативно-технической докумен­тации Госстандарта России и органов ведомственной метрологической службы. 5. Сроки государственной и ведомственной поверки средств электрических измерений устанавливаются действующими ГОСТ, нормативными документами Госстандарта России и органов ведомственной метрологической службы. 6. Государственные поверки расчетных счетчиков электри­ческой энергии и основных (исходных) образцовых средств электриче­ских измерений проводятся в сроки, установленные Госстандартом России, а также при выходе средств из ремонта. 7. Организация, методика проведения и отчетности по поверкам средств электрических измерений должны соответствовать требова­ниям ГОСТ, нормативно-технической документации Госстандарта России и органов ведомственной метрологической службы. 8. Все средства электрических измерений устанавливаются и эксплуатируются в условиях, отвечающих требованиям стандартов, технических правил и заводских инструкций на эти средства измерений. 9.На все электроизмерительные средства и счетчики составляются паспорта (или журналы), в которых производятся отметки обо всех ремонтах и поверках. 10. На стационарные средства электрических измерений, по которым контролируется режим работы оборудования и линий электропередачи, наносится отметка, соответствующая номинальному значению измеряемой величины. 11. У каждого электрического счетчика должна быть над­пись, указывающая присоединение, на котором производится учет электроэнергии. 12. Наблюдение за нормальной работой средств электриче­ских измерений, в том числе за работой регистрирующих приборов (смена бумаги, доливка чернил, сверка времени) и приборов с автома­тическим ускорением записи в аварийных режимах, на подстанциях или в РУ ведет дежурный либо оперативно-ремонтный персонал. 13. Периодический осмотр и профилактическое обслуживание средств электрических измерений на предприятии осуществляет персонал под­разделения, выполняющего функции метрологической службы. 14.Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены средства электрических измерений (электроизмерительные приборы, счетчики, преобразователи и т.п.), несет ответственность за их сохранность. Обо всех нарушениях в работе средств электрических измерений персонал должен сообщать подразделению, выполняющему функции метрологической службы предприятия. Вскрывать средства электрических измерений разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы предприятия, а расчетные счетчики — персоналу метрологической службы предприятия «Энергонадзор». 15. Установка, замена и перестановка измерительных трансформаторов, к вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняются эксплуатирующими их организациями с разрешения энергоснабжающей организации и, как правило, в присутствии ее пред­ставителя (предприятия «Энергонадзор»). Замена и поверка расчетных счетчиков, по которым производится расчет между энергоснабжающими организациями и потребителями, осуществляются энергоснабжающими организациями (предприятиями «Энергонадзор»). 16. Обо всех замеченных дефектах в работе расчетных счетчиков потребитель немедленно сообщает энергоснабжающей организации. 17. Во избежание нарушения учета электроэнергии у потребителя энергоснабжающей организацией должны пломбироваться; а) токовые цепи расчетных счетчиков в случаях, когда к трансформаторам тока совместно со счетчиками присоединены электроизмерительные приборы и устройства защиты; б) испытательные коробки с зажимами для шунтирования вторичных обмоток трансформаторов тока и места отсоединения цепей на­пряжения при отключении расчетных счетчиков для их замены или поверки; в) решетки или дверцы камер подстанций потребителя, где установлены предохранители на стороне высокого напряжения трансформаторов напряжения, к которым присоединены расчетные счетчики; г) рукоятки приводов разъединителей трансформаторов напряже­ния. Во вторичных цепях трансформаторов напряжения, к которым при­соединены расчетные счетчики, установка предохранителей без контроля за их целостью с действием на сигнал не разрешается. 18. Расчетные счетчики, установленные в неотапливаемых по­мещениях, должны удовлетворять требованиям действующего ГОСТ для счетчиков. Для счетчиков, не удовлетворяющих указанным требованиям, а также в случае более низкой температуры предусматривается обо­грев в соответствии с ПУЭ.
ВЫВОД В данном дипломном проекте разработана и готова к внедрению автоматизированная система контроля и учета электроэнергии. Система разработана для реально существующего предприятия. На основании данных о существующей системе контроля и учета, экономическом анализе технологических процессов и о электропотреблении Белозерного ГПК и была существенно доработана предлагаемая система контроля и учета электроэнергии. В ДП в полном объеме описаны недостатки при отсутствии АСКУЭ, и те положительные моменты, когда эта система есть. Также описано как АСКУЭ позволяет, не выходя из кабинета, при помощи компьютера собрать все данные со счетчиков, провести анализ потребления, сделать прогноз и подготовить отчеты, необходимые для осуществления платежей. Экономический эффект от внедрения АСКУЭ составит _ млн. руб. в год при сроке окупаемости _ года.
Характеристика существующего коммерческого учета электроэнергии Тип счетчика №№ счетчиков Коэффициент измерительных трансформаторов Коэффициент расчета Кр Показания на 01.04.99 г. ТТ ТН Р-80К4УР 8010866 4000/5 10000/100 1000 23923 Р-80К5УР 1000373 4000/5 10000/100 1000 1758 Р-80К4УР 8010865 4000/5 10000/100 1000 69263 Р-80К5УР 1000372 4000/5 10000/100 1000 45673 Р-80К4УР 8010863 4000/5 10000/100 1000 23456 Р-80К5УР 1000370 4000/5 10000/100 1000 67333 Р-80К4УР 8010864 4000/5 10000/100 1000 61688 Р-80К5УР 1000371 4000/5 10000/100 1000 93455 Р-80К4УР 8010873 4000/5 10000/100 1000 74467
Р-80К5УР 1000369 4000/5 10000/100 1000 95623 Р-80К4УР 8010872 4000/5 10000/100 1000 45667 Р-80К5УР 1000368 4000/5 10000/100 1000 34546 Р-80К4УР 8010871 4000/5 10000/100 1000 12348 Р-80К5УР 1000367 4000/5 10000/100 1000 62523 Р-80К4УР 8010870 4000/5 10000/100 1000 34732 Р-80К5УР 1000368 4000/5 10000/100 1000 57342 Р-80К4УР 8010867 400/5 10000/100 1000 32435 Р-80К4УР 8010866 400/5 10000/100 1000 76544 Дополнительно 8 счетчиков размещены на ТСН. Перечень субабонентов, подключенных к сетям Белозерного ГПК № п/п Наименование субабонента, его ведомственная принадлежность Установленная мощность, кВт № счетчика, Кр Годовое потребление электроэнергии (т.кВт*ч) 1. Государственное унитарное предприятие «Северавтодор», филиал №1, г. Нижневартовск 330 8010867 Кр=1000 1452,9 2. ЗАО «Западно-Сибирская компания по эксплуатации и строительству продуктопроводов», г. Нижневартовск 30 8010866 Кр=1000 55,2 Всего 360 1508,1 ХАРАКТЕРИСТИКА предлагаемого коммерческого учета электроэнергии ОАО «Белозерный ГПК» Наименование присоединения Тип счетчика №№ счетчиков Класс точности Коэффициент измерительных трансформаторов Коэффициент расчета Кр Показание на 01.07.02г. акт/реакт ТТ ТН П\ст «Газовая» 220/10/10кВ ЗРУ-10кВ № 1 СЭТ-4ТМ.02.0 11000142 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000141 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000171 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000151 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000152 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000161 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 ЗРУ-10кВ № 2 СЭТ-4ТМ.02.0 11000167 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000147 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000143 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000144 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000137 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000146 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 КРУ-10/0,4 кВ СЭТ-4ТМ.02.0 11000162 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 СЭТ-4ТМ.02.0 11000128 0,5/1,0 4000/5 10000/100 80000 0.00/0.00 Литература 1. Бузинов О.А., Червяков Д.М., Методические указания по выполнению электрических схем для студентов специальностей 180400 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» и 100401 «Электроснабжение промышленных предприятий» очной и заочной форм обучения – Тюмень: ТюмГНГУ, 2002
2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий – М.: Энергоатомиздат, 1995 3. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 –М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001 4. Отчет по обследованию предприятий ОАО «Сибур-Тюмень» с целью подготовки исходных данных для разработки АСКУЭ и АСДУ – М.: ОАО «ИК Кварц», 2001 5. Отчет по энергетическому обследованию и разработке программы энергосбережения на предприятиях ОАО «Сибур-Тюмень» АК «Сибур» – М.: ОАО «ИК Кварц», 2001 6. Правила устройства электроустановок – М.: ЗАО «Энергосервис», 2000 7. Правила эксплуатации электроустановок потребителей – М.: ЗАО «Энергосервис», 2000 8. Сюсюкин А.И. Методические указания к выполнению курсовых и дипломных проектов по дисциплине «Системы электроснабжения» для студентов специальности 100400 «Электроснабжение» очной и заочной форм обучения – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003 9. Сюсюкин А.И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях – Тюмень: ТюмГНГУ, 1998 10. Шипачев В.С. Основы высшей математики – М.: Высшая школа, 1994 11. Отчет по обследованию электрической части предприятий ОАО «Сибнефтегазпереработка» - М.: ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг», 1999 12. АРМ «Технический учет». Руководство пользователя-М.: ОАО «Энергетика-М», 1999