Совершенствование системы коммерческого учета электроэнергии

Оглавление 1. Аннотация……………………………………………………………. 2. Введение………………………………………………………………
3. Организационная структура и технология основного производства предприятия…………………………………… . 4. Система электроснабжения предприятия…………………………. 4.1. Электроснабжение Нижневартовского ГПК (НВ ГПК)…………. 4.2. Договор на потребление электроэнергии…………………………. 4.3. Электроснабжение Тюменской компрессорной станции (ТКС) 5. Состояние и организация коммерческого учета потребления и распределения электроэнергии…………………………………… 5.1. Учет потребления электроэнергии на НВ ГПК……………………. 5.2. Учет потребления электроэнергии на Тюменской КС.…………… 5.3. Диспетчерское управление и каналы связи……………………… 6. Разработка предложений по совершенствованию систем коммерческого учета электроэнергии на НВГПК……………… . 6.1. Описание схемы автоматизации АСКУЭ………………………… 6.2. Описание комплекса технических средств………………………… 6.2.1. Основные технические характеристики электросчетчиков………… 6.2.2. Преобразователь RS-485/RS232……………………………………… 6.2.3. Усилитель RS-485……………………………………………… 6.2.4. Контроллер типа I-7188D…………………………………………… 6.2.5.
Модем типа ZyXEL U-336Е………………………………………… 6.3.
Описание размещения элементов АСКУЭ Нижневартовского ГПК на подстанцииях и кабельных связей……………………… 7. ТЭО по совершенствованию систем коммерческого учета электроэнергии на НВ ГПК………………………………………… 7.1. Определение капитальных затрат……………………………………. 7.2. Определение экономической эффективности проекта……………… 8. ТБ при обслуживании и ремонте систем контроля и учета расхода электроэнергии…………………………………………… 8.1. Измерительные трансформаторы тока…………………………… 8.2. Кабельные линии связи…………………………………………… 8.3. Приборы учета электроэнергии……………………………………. 8.4. Требования к системе учета…………………………………………… 9 Заключение…………………………………………………………… 9. Приложение №1…………………………………………………… . 10. Приложение №2…………………………………………………… 11 Приложение №3…………………………………………………… 12 Приложение №4…………………………………………………… 13 Приложение №5…………………………………………………… 14 Приложение №6…………………………………………………… 15 Приложение №7…………………………………………………… 16 Приложение №8…………………………………………………… 17 Приложение №9…………………………………………………… . 18 Приложение №10……………………………………………………. 19 Приложение №11……………………………………………………. 20 Приложение №12……………………………………………………. 21 Приложение №13……………………………………………………. 23. Литература…………………………………………………………… 2. Введение Объектом проектирования в данном дипломном проекте является система коммерческого учета потребления и распределения электроэнергии на Нижневартовском ГПК. Основной технологической особенностью объекта проектирования в данном случае является то, что существующая система - КТС «Энергия» используется, в основном, для коммерческого учета и взаиморасчетов с электроснабжающей организацией и субабонентами. КТС «Энергия», спроектированная в 1995 году, предусматривает оперативную связь между различными уровнями ОДУ осуществляющуюся по выделенным телефонным каналам, причем между Нижневартовским ГПК и Тюменской КС их всего два. Длительная эксплуатация в реальных рабочих условиях выявила существенные недостатки такой схемы. Что не обеспечивает необходимый уровень надежности и полноты данных. Использование только телефонных каналов связи ограничивает объем и оперативность характера информации, поступающей к вышестоящему диспетчеру, поэтому функции диспетчерского контроля и управления объективно не могут быть реализованы в полном объеме. В соответствии с этим, целью данной работы является разработка наиболее оптимального проекта реконструкции рассматриваемой системы энергоучета КТС «Энергия». При этом разрабатываемый проект реконструкции должен обладать не только необходимым уровнем надежности и высокими экономическими показателями, но и наряду с этим должны обеспечиваться требования безопасности эксплуатации, обслуживания и ремонта оборудования. При подготовке дипломного проекта использовалась научная и техническая литература, учебные пособия, консультации специалистов Нижневартовского ГПК; все инженерные решения принимались в соответствии с действующими нормами и правилами.
3. Организационная структура и технология основного производства предприятия Предприятие расположено примерно в 15 км северо-западнее г. Нижневартовск, введено в эксплуатацию в 1974 году и предназначено для переработки попутного нефтяного газа месторождений Тюменской области и получения сухого отбензиненного газа, выработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильного бензина. Проектная производительность завода по приему нефтяного газа составляет 8560 млн. м3 газа в год. Лучшие показатели по переработке газа в прежние годы - 9400 млн. м3. В настоящее время производство существенно снизилось и в 1998 г. составило 2445 млн. м3 а в 1999 г. - 2360 млн. м3.
Предприятие входит в состав ОАО «Сибур-Тюмень» которое в свою очередь входит в АК «Сибур». Структура предприятия приведена в приложение №1. Нефтяной попутный газ поступает на HВГПК со следующих месторождений: - южной части Самотлорского месторождения (5 ниток, законсервированы); - Советского месторождения; - Мегионского месторождения (1 нитка, законсервирована); - Аганского месторождения; - Варьеганского месторождения; - Тюменской группы месторождений, в которую входят: Тюменское, Ван- Еганское, Ай-Еганское, Гун-Еганское, Новомолодежное и Никольское месторождения (через Тюменскую компрессорную станцию, являющуюся структурным подразделением завода). В состав основного производства в настоящее время входят две параллельно работающие установки по переработке газа ТУ-2 (НГПЗ-2) и ТУ-4 (НГПЗ-4), дожимная компрессорная станция (ДКС), бензиновая установка и изотермическое хранилище (ИТХ). ТУ-1 (НГПЗ-1) включает в свой состав компрессорную станцию сырого газа КС-1 и пропановую холодильную установку ПХУ-1, неработоспособные выведенные из эксплуатации, и установки низкотемпературной абсороции МАУ-1,2, которые в настоящее время законсервированы. ТУ-2 (НГПЗ-2) имеет в своем составе следующее основное оборудование: - КС-2: 10 компрессоров типа КС8-6 и КС20-6 (производство Сr.Loire, Франция). в настоящее время работают в основном 3-5 компрессоров; - ПХУ-2: 5 компрессоров типа 8 RРА-70 (производство ЧНД, Чехословакия). работают в основном 1-2 компрессора; - МАУ-3,4 (МАУ-3 после пожара в октябре 1999 г. не восстановлена). ТУ-3 (НГПЗ-3) включает в себя: - КС-3: 10 компрессоров типа К-380-103-1 отечественного производства, после аварии на НГПЗ-3 в октябре 1999 г. находятся в режиме «ожидания»; - ПХУ-3 (НТК): 5 компрессоров, аналогичных ПХУ-2; в настоящее время не работоспособна. ТУ-4 (НГПЗ-4) собрана на базе комплектного оборудования фирмы Mitsubishi (Япония): 2 компрессора типа 5м 8-6 и 2 компрессора типа 553 В6 -2ВС4. На дожимной компрессорной станции установлено 4 компрессора типа Н-280-12-7 отечественного производства. Технологический регламент ТУ-1,2,3 принципиально идентичен (на ТУ-3 схема упрощена), поэтому рассмотрим его на примере находящейся в эксплуатации ТУ-2. Компрессорная станция КС-2 предназначена для приема нефтяного газа и компримирования его до давления, необходимого для дальнейшей его переработки на установке низкотемпературной абсорбции. Установки низкотемпературной абсорбции МАУ-3,4 предназначены для переработки нефтяного газа с получением отбензиненного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Пропановая холодильная установка ПХУ-2 предназначена для обеспечения хладагентом холодильных аппаратов установок низкотемпературной абсорбции. Дожимная компрессорная станция (ДКС) предназначена для компримирования отбензиненного газа, поступающего с ТУ-1,2,3 (НГПЗ-1.2.3). и подачи его в магистральный газопровод «Парабель - Кузбасс». Технологическая установка ТУ-4 (НГПЗ-4) собрана на базе комплектного импортного оборудования и включает в себя следующие отделения: - компрессорную станцию сырого и отбензиненного газа; - очистки и осушки газа и углеводородного конденсата твердыми поглотителями; - очистки газа регенерации диэтаноламином; - низкотемпературной конденсации газа и деэтанизации углеводородного конденсата; - пропанового охлаждения газа; - горячего и холодного гликоля; - циркуляции теплоносителя. Переработка нефтяного газа осуществляется по схеме низкотемпературной конденсации (НТК) с применением пропанового холода и турбодетандера. Нагрев газа регенерации, теплоносителя и горячего гликоля производится в трубчатых огневых подогревателях. Охлаждение газа, нестабильного газового бензина, холодного гликоля, а также конденсация хладагента (пропана) осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения, система водяного охлаждения отсутствует. Ступени переработки сырого газа на предприятии: - подготовка сырого нефтяного газа к переработке. Производится сепарирование, в результате происходит выделение легких углеводородов из жидкости и разделение воды и углеводородного конденсата. Вода по мере накопления сбрасывается в канализацию, а углеводородный конденсат откачивается в нефтепровод. - компримирование сырого газа. Представляет собой цепь компрессоров, ступенчато сжимающих газ. Сепараторов, осуществляющих осушку газа. Воздушных охладителей, охлаждающих газ до температуры 400 С. В конце цикла компримирования газ имеет давление 4,5-6,0 Мпа. - осушка и очистка углеводородного конденсата. При достаточном количестве углеводородного конденсата в работу включается установка осушки и очистки конденсата. Вода из отстойника коагулятора выводится в сепаратор, а углеводородный конденсат с давлением 5.8 МПа и температурой 40°С направляется в дегидраторы для окончательного обезвоживания и обессеривания на слое молекулярных сит. - рабочий цикл дегидратора включает в себя стадию адсорбции, дренаж жидкости, стадию десорбции слоя молекулярных сит, стадию охлаждения слоя молекулярных сит, заполнение углеводородным конденсатом. Нагрев адсорбента производится газом регенерации, подогретым в печи до 300-329°С. Очищенный и осушенный в дегидраторах. - осушка и очистка нефтяного газа. Газ из сепаратора с давлением 5,8 МПа и температурой 40°С подается в адсорберы для осушки от влаги и очистки от сероводорода. Адсорбция осуществляется пропуском газа через слой молекулярных сит. - низкотемпературная конденсация осушенного газа. Осушенный газ из адсорберов проходит фильтр, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит и разделяется на два потока, каждый из которых охлаждается до температуры –540 С. После охлаждения оба потока поступают в сепаратор для отделения жидкости. Затем турбодетандер, где охлаждается до минус 84°С, при этом давление газа на выходе из турбодетандера снижается до 2,57 МПа. Проходя деметанизатор и деэтанизатор конденсат направляется на площадку установки получения пропана, где поток ШФЛУ дросселируется до давления 1,2 МПа и направляется в ИТХ. - повторное компримирование отбензиненного газа. Газ сжимается до давления 5,5 Мпа и до температуры 40°С и подается в магистральный газопровод. Технологическая схема товарно-сырьевых потоков приведена в приложении №2
4. Система электроснабжения предприятия 4.1. Электроснабжение Нижневартовского ГПК (НВ ГПК) Электроснабжение осуществляется по сетям 220 и 110 кВ Нижневартовских электросетей «Тюменьэнерго». Энергохозяйство предприятия включает в себя пять главных понижающих подстанций (ГПП). Все трансформаторные подстанции и двухцепная ВЛ 110 кВ ПС «Мегион - ГПП-2» находятся на балансе предприятия. Ниже приведена краткая характеристика электрических схем этих подстанций.
ГПП-1. Два трансформатора с расщепленными обмотками низкого напряжения (НН) мощностью по 63 МВА напряжением 110/6-6 кВ. На напряжении 110 кВ - схема «мостика» с выключателями, на напряжении 6 кВ - шесть секций. Две отдельные секции выделены для электроснабжения крупных синхронных электродвигателей, однако в настоящее время электродвигатели СТМС 6 кВ выведены из схемы электроснабжения и законсервированы. Остальные четыре секции предназначены для электроснабжения синхронных двигателей меньшей мощности и прочей производственной и сторонней нагрузки 6 и 0,4 кВ. Секции попарно соединены секционными выключателями, находящимися в нормальном режиме в отключенном положении с устройством АВР (автоматическое включение резерва). Схема электрических соединений приведена в приложении №3. ГПП-2. Два автотрансформатора мощностью по 125 МВА напряжением 220/110/6 кВ. На напряжении 220 кВ - схема «мостика» с выключателями, на напряжении 110 кВ - две рабочие системы шин с обходной с выключателями у 110. Электроснабжение секций 6 кВ осуществляется через четыре вольтодобавочных трансформатора по 40 МВА. Построение электрической схемы на напряжении 6 кВ аналогично ГПП-1. Схема электрических соединений приведена в Приложении №4. ГПП-3. Электрическая схема подстанции аналогична ГПП-1. Схема электрических соединений приведена в приложении №5. ГПП-4. Два трансформатора с расщепленными обмотками НН мощностью по 80 МВА, напряжением 110/10-10 кВ с объединенными обмотками НН. На напряжении 110 кВ - схема «мостика» с выключателями. От ГПП-4 осуществляется электроснабжение очереди завода импортной комплектации (Япония) на напряжения 10 и 6 кВ. Все распределительные устройства также импортной поставки. Предусмотрены по две секции 10 и 6 кВ. соединенные секционными выключателями, находящимися нормально в отключенном положении с устройством АВР. Схема электрических соединений приведена в приложении №6. ГПП-5. Два трансформатора с расщепленными обмотками НН мощностью 40 и 25 МВА, напряжением 110/10-10 кВ. На напряжении 110 кВ – схема «мостика» с выключателями. На напряжении 10 кВ предусмотрены четыре секции питания производственных потребителей, объединенные попарно секционными выключателями, нормально отключенными, с устройством АВР. Распределительные устройства также импортной комплектации. Схема электрических соединений приведена в приложении №7. По технологическому составу оборудования предприятие состоит из четырех газоперерабатывающих и одной дожимной компрессорных установок. представляющих собой очереди ввода производственных мощностей завода. Основная часть потребителей первой очереди завода (около 80%) законсервирована либо выведена из эксплуатации, что привело к резкому сокращению нагрузки трансформаторов ГПП-1, от которой осуществлялось электроснабжение этой очереди. Обследование показало крайнюю неэффективность работы оборудования ГПП-1 в части значительного недоиспользования мощности питающих трансформаторов. Однако от трансформаторов этой подстанции осуществляется также электроснабжение большой группы общезаводских потребителей с 1-ой категорией электроснабжения, что делает невозможным в настоящее время отключение одного или обоих трансформаторов ГПП. Был произведен подробный анализ имеющейся нагрузки в части реорганизации схем электроснабжения потребителей с целью возможного изменения режима работы трансформаторов ГПП-1. В результате чего была составлена новая схема электроснабжения ре-организующая ГПП-1. Она представлена в приложении №8. На электроэнергию приходится основная доля затрат в себестоимости продукции Нижневартовского ГПК (43,8 % - в 1998 г. и 48,8 % - в 1999 г.). Такое распределение затрат показывает, что основные резервы для повышения эффективности производства находятся, в первую очередь, в улучшении организации электропотребления. Кроме основной производственной нагрузки, существует нагрузка вспомогательных общезаводских потребителей, в том числе административно-хозяйственных и бытовых подразделений и сторонних потребителей различного профиля. Основные потребители НВ ГПК составляют следующие группы: - синхронную нагрузку - электрические приводы компрессорных установок различного производственного назначения; - асинхронную нагрузку - технологическое оборудованием электрическими приводами, вентиляторы, насосы и станки вспомогательных цехов; - осветительную нагрузку - освещение цехов, бытовых, складских помещений и наружной территории завода. Кроме того, электроэнергия потребляется грузоподъемными механизмами и теряется в электрических сетях. Синхронные электродвигатели заводских установок, за исключением импортных, питающихся от ГПП-4, работают в режиме перевозбуждения. Импортные электродвигатели работают с cosф = 1. 4.2. Договор на потребление электроэнергии Договор на потребление электроэнергии заключен между ОАО «Тюменьэнерго» с одной стороны, ОАО «Расчетное учреждение Тюменьэнерго» с другой стороны, ОАО «Сибур-Тюмень» с третьей стороны и ОАО «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания» с четвертой стороны. Договор заключается общим для всех предприятий ОАО «Сибур-Тюмень». Оплата электроэнергии производится по двухставочному тарифу: за заявленную мощность с контролем в часы максимума нагрузки и за потребленную электроэнергию. Оплата потребленной электроэнергии и мощности, полученной абонентом от энергоснабжающей организации, производится по тарифам соответствующих групп потребителей, установленным в соответствии с действующим законодательством решениями Региональной (Федеральной) энергетической комиссии. В соответствии с Соглашением о неприменении экономических санкций при работе по Договору на отпуск и потребление электроэнергии и мощности от 30.06.00 № 31/09, окончательный расчет производится по фактическому потреблению электроэнергии и мощности в расчетном периоде. В соответствии с договором установлены часы контроля максимума и минимума нагрузок Утренний максимум: 9- 12 час. Январь, Февраль, Март, Апрель, Сентябрь, 9- 13 час. Май - август, 4 квартал Вечерний максимум: 17-21 час. Январь, Ноябрь, Декабрь 18-22 час. Февраль, Март, Октябрь 20-23 час Апрель - Сентябрь Часы минимума нагрузок: с 1 до 5 часов в течение всего года Согласно договору абонент обязан вести учет потребляемой электрической энергии и мощности (активной и реактивной) в журнале установленной формы. В часы контроля максимума нагрузок, установленных энергоснабжающей организацией производится запись показаний счетчиков активных и реактивных нагрузок каждые 30 мин. Реально учет реактивной энергии не ведется.
Электрические характеристики предприятий совместно с субабонентами в соответствии с договором должны оформляются в энергетическом паспорте. включающем в себя: - Разрешенную мощность; - Установленную мощность трансформаторов; - Сведения о расчетных приборах учета электроэнергии; - Сведения о компенсирующих установках; - Установленные мощности токоприемников абонента и субабонентов; - Мощности токоприемников по тарифным группам; - Потери в электрических сетях и трансформаторах; - Схему электроснабжения и границы эксплуатационной ответственности; - Технологическую и аварийную бронь электроснабжения. В настоящее время энергетический паспорт предприятия отсутствует. 4.3. Электроснабжение Тюменской компрессорной станции (ТКС) Электроснабжение осуществляется от сети 110 кВ Нижневартовских электросетей «Тюменьэнерго» через трансформаторную подстанцию (ПС) «Меридиан» мощностью 2х40 МВА напряжением 110/10 кВ двумя гибкими токопроводами 10 кВ. Электрохозяйство предприятия включает в себя токопроводы электроснабжения распределительного устройства (РУ) 10 кВ от понижающих трансформаторов длиной по 400 м, РУ 10 кВ и две трансформаторные подстанции (ТП) 10/0,4 кВ: 2х1000 кВА и 2х630 кВА. Сторонние потребители электроэнергии отсутствуют. Граница распределения балансовой принадлежности проходит по внешним выводам линейных разъединителей 10 кВ ПС «Меридиан». На балансе предприятия находятся токопроводы 10 кВ и РУ 10 кВ. Распределительное устройство 10 кВ состоит из двух секций, соединенных секционным выключателем, находящимся в нормальном режиме в отключенном состоянии с устройством АВР. От РУ 10 кВ осуществляется электроснабжение синхронных электродвигателей компрессорных установок мощностью по 6300 кВт, а также трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ. Каждая из ТП 10/0.4 кВ на низкой стороне содержит по одной секционированной системе шин. К каждой секции которой подключено по одному трансформатору. При работе двух трансформаторов секционный автомат отключен. Включение и отключение секционного автомата осуществляется вручную. На подстанции 2х1000 кВА установлены два трансформатора типа ТМЗ- 1000/10. К секциям шин 0,4 кВ подключены потребители машзала компрессорной установки, блока регенерации гликоля, воздушной компрессорной станции, артезианских скважин. На подстанции 2х630 кВА установлены два трансформатора типа ТМЗ- 630/10. К секциям шин 0,4 кВ подключены потребители котельной, склада масел и реагентов, канализационных насосных станций, станции обезжелезивания, служебно-эксплуатационного блока, хозяйственно-бытовые потребители и наружное освещение. Схема электрических соединений приведена в приложении №9. Кроме основной производственной нагрузки, существуют нагрузка вспомогательных производств, административно-хозяйственных и бытовых потребителей. На электроэнергию приходится основная доля затрат в себестоимости продукции (примерно 75% от стоимости принимаемого на переработку попутного нефтяного газа). Основные потребители Тюменской КС составляют следующие группы: - синхронную нагрузку - электрические привода компрессорных установок; - асинхронную нагрузку - технологическое оборудование с электрическими приводами, вентиляторы, насосы и другая вспомогательная нагрузка; - осветительную нагрузку - освещение основных и вспомогательных производственных помещений и наружной территории. Синхронные электродвигатели работают в режиме перевозбуждения с соsf = 0,98. 5. Cостояние и организация коммерческого учета потребления и распределения электроэнергии 5.1. Учет потребления электроэнергии на НВ ГПК Учет потребления и распределения ЭЭ производится устройством сбора и обработки информации на базе КТС «Энергия», выпущенной НПО «Старт» (г. Пенза) в 1995 году и работающей с программным обеспечением - версия 5.10 (С) 1999 года. КТС «Энергия» действует в режиме постоянного сбора информации от счетчиков, установленных в распределительных устройствах 10, 6 и 0.4 кВ. Условия работы счетчиков соответствуют нормам. Температура в помещениях РУ в течение года выше 0°С, помещения чистые, сухие. В настоящее время для коммерческого учета используется два типа счетчиков: САЗУ - в количестве 15 шт. и Ф68700 - 16 шт. Для технического учета используются САЗУ - 34 шт. Все счетчики установлены в ячейках КРУ-10, 6 и 0,4 кВ и подключены на трансформаторы тока (ТТ), которые находятся в той же ячейке. Цепи от ТТ до счетчиков короткие, поэтому точность измерений соответствует классу 0.5. Класс точности трансформаторов напряжения (ТН) зависит от нагрузки. В настоящее время КТС «Энергия» используется, в основном, для коммерческого учета, т.е. для взаиморасчетов с электроснабжающей организацией и субабонентами. В КТС «Энергия» заведены сигналы от 65 счетчиков. Установленная аппаратура позволяет принимать сигналы от 256 счетчиков. Обработка и выдача информации ведется преимущественно по 35 группам. Внедрение КТС «Энергия» позволило не только существенно сократить время сбора и обработки персоналом показаний счетчиков, но и дало возможность выполнить структурный анализ потребления электроэнергии, в результате чего максимальная заявленная мощность была снижена приблизительно со 120 до 100МВт. Для осуществления оперативного контроля за непревышением заявленной мощности в часы максимумов рабочее место диспетчера завода автоматизировано. Перед пуском любой технологической установки диспетчер определяет возможность ее включения без превышения заявленной мощности. Ввиду разнотипности установленного основного оборудования возможность для «маневрирования» существует. Зная технологию производства и мощность каждой установки, диспетчер завода имеет возможность сдвинуть очередной пуск на время, в течение которого можно отключить или разгрузить другую технологическую установку. В результате суточный график нагрузки нивелировался, и пики потребления снизились. Несмотря на внедрение КТС «Энергия» в систему учета энергопотребления НВГПК ряд проблемных вопросов по-прежнему сохраняется: -требуется расширение информационной сети и организация автоматизированного рабочего места начальника смены электроцеха. -необходим дополнительный комплект КТС «Энергия», на базе которого можно осуществлять контроль за всеми необходимыми параметрами электроэнергии (токи и напряжения на секциях 10, 6 и 0,4 кВ). положением коммутационных аппаратов, работой защит, а также проводить необходимые коммутационные переключения. 5.2. Учет потребления электроэнергии на Тюменской КС.
На ТКСосуществляется только коммерческий учет электропотребления для расчетов с энергоснабжающей организацией. Субабоненты отсутствуют. Для учета потребления электроэнергии установлены счетчики на вводах 10 кВ и трансформаторах собственных нужд (ТСН). Показания счетчиков «снимаются» ежемесячно представителями электросетей. Учитывается только активная мощность.
В настоящее время на ТКС внедряется система автоматизированного учета энергопотребления на базе КТС «Энергия». В КТС заведены сигналы со счетчиков вводов 10 кВ. Сигналы со счетчиков ТСН пока не заведены, так как не имеют импульсного выхода. КТС «Энергия» установлена на щите управления компрессорной и с августа 1999 года находится в опытной эксплуатации. На дисплей выведено суточное потребление электроэнергии и заявленная мощность. Счетчики вводов ЕАО 5Р-РЭС-3 могут учитывать не только активную энергию, но и потребление (выдачу) реактивной. Однако реактивная мощность нигде не регистрируется и не учитывается. Счетчики вводов и счетчики ТСН установлены каждый в своей ячейке РУ 10 кВ. Кроме того, в каждой фидерной ячейке установлен свой счетчик активной энергии, а в ячейках электродвигателей, дополнительно, - реактивной. РУ 10 кВ расположено в сухом, отапливаемом, чистом помещении. ТП-1 также расположена в чистом, сухом, отапливаемом помещении. Счетчики активной энергии установлены на вводах 0,4 кВ. На фидерных присоединениях счетчиков нет. Места для их установки не предусмотрены. Трансформаторы тока установлены на всех фидерах. ТП-2 расположена в отдельном здании: чистом и сухом; отопления нет. Но имеется подогрев. Температура зимой не сохраняется выше 0°С. Счетчики активной энергии установлены на вводах 0,4 кВ. На фидерных присоединениях счетчиков нет. Места для их установки не предусмотрены. Трансформаторы тока установлены на всех фидерах. 5.3. Диспетчерское управление и каналы связи. Оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) на Нижневартовском ГПК сформировано в виде иерархической структуры, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней вышестоящим: Центральная диспетчерская служба (ЦДС) ОАО «Сибур-Тюмень» Диспетчер Нижневартовского ГПК Начальник смены Тюменской компрессорной станции Оперативная связь между различными уровнями ОДУ осуществляется по выделенным телефонным каналам, причем между Нижневартовским ГПК и Тюменской КС их всего два, что недостаточно для обеспечения необходимой надежности. Использование только телефонных каналов связи ограничивает объем и оперативность характера информации, поступающей к вышестоящему диспетчеру, поэтому функции диспетчерского контроля и управления объективно не могут быть реализованы в полном объеме. Непосредственно на производственных объектах - Нижневартовском ГПК и Тюменской КС - оперативно-диспетчерское управление осуществляется с центральных пультов управления (ЦПУ), оборудованных средствами технологического управления, системами контроля, предупредительной и аварийной технологической сигнализации и укомплектованных оперативными схемами. Связь между ЦПУ и местными щитами управления технологических установок с постоянным обслуживающим персоналом поддерживается по телефонам. На Нижневартовском ГПК, кроме того, в распоряжение оперативного персонала выделены рации. Оперативный контроль за технологическими процессами основного производства, работой энергохозяйства предприятия и вспомогательных производств осуществляется путем визуального осмотра оборудования, по показаниям имеющихся средств измерений, работе сигнализаторов на ЦПУ и местных щитах технологических установок. Для создания оперативной базы данных каждые два часа персоналом вахты производятся сбор и систематизация информации с внесением основных режимных параметров технологических процессов и параметров. характеризующих надежность работы оборудования в соответствующие режимные листы, оперативные журналы и другую техническую документацию о ходе производства. Локальной компьютерной сети на объектах не существует. Персональные компьютеры, установленные на ЦПУ, являются составной частью автоматизированной системы учета электроэнергии на базе комплекса «КТС-Энергия». На основании собранных данных старшее лицо оперативного персонала объекта (диспетчер НВ ГПК, начальник смены ТКС) каждые два часа по телефону передает информацию в регламентируемом объеме вышестоящему диспетчеру. Передаваемая информация охватывает только основное производство и не включает вопросы тепло-, водоснабжения и других вспомогательных производств. Для передачи с объектов неоперативной базы данных основного и вспомогательного производств, паспортной, эксплуатационной и справочной информации помимо телефонных каналов связи используются факсы. Таким образом, автоматизированные системы сбора, обработки и передачи информации на Нижневартовском ГПК и Тюменской КС отсутствуют. Сбор оперативной базы данных «вручную» и ограниченные возможности используемых телефонных каналов связи не позволяют в полном объеме реализовывать функции диспетчерского контроля и управления, что сказывается как на экономических показателях работы предприятия, так и на надежности схемы управления в нештатных ситуациях. Из всего выше изложенного можно сделать вывод, что существующая система контроля и учета электроэнергии на базе КТС “Энергия” не отвечает основным современным требованиям. В частности: а) не является достаточно эффективной (экономичной). б) не обеспечивает достаточное качество учета: оперативность, точность, необходимый объем и достаточную степень разделения (дифференцирования). в) контроль и регулирование показателей качества электроэнергии с энергоснабжающими организациями; г) обеспечение коммерческих отношений с внешними организациями; д) составление и анализ электрических балансов по предприятию в целом; 6. Разработка предложений по совершенствованию систем коммерческого учета электроэнергии на НВГПК Для того чтобы выполнить выше изложенные требования необходимо заменить существующий комплекс КТС «Энергия» новым комплексом, соответствующим стандартом ОРЭМ, с подключением к нему Тюменской КС. Такая система АСКУЭ должна 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.). е) 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.
ж) Форматы и протоколы, 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 в различные СУБД, электронные таблицы и другие типы программных приложений для дальнейшей обработки и храпения информации. з). 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. и). 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. 1. В соответствии с этим осуществить замену эксплуатируемых в настоящее время морально и физически устаревших счетчиков электроэнергии типа САЗУ и Ф68700 на более современные, ПСЧ для измерения активной мощности и СЭТ для измерения активной и реактивной мощности. 2. Расширить информационную сеть Нижневартовского ГПК и организовать автоматизированное рабочее место (АРМ) начальника смены электроцеха. 3. На первом этапе внедрения автоматизированной системы учета целесообразно подключение к этой системе Белозерного ГПК, объединенного в одну технологическую цепочку с НВГПК, с последующим последовательным включением других предприятий ОАО «Сибур-Тюмень»; 4. Для сокращения сроков окупаемости и получения реальной экономии от внедрения АСКУЭ, все задачи, поставленные перед ней, следует разделить на две группы. К первой группе относится внедрение коммерческого учета электропотребления, который обеспечит возможность принятия суммарной величины заявленной мощности по общему договору на электроснабжение предприятий ОАО «Сибур-Тюмень». Решение этой задачи может быть осуществлено в короткие сроки и позволяет сократить финансовые затраты за счет снижения величины заявленной мощности. Ко второй группе относятся внедрение технического учета потребления электроэнергии и комплексного учета расхода других энергоносителей. В данном дипломном проекте эта задача не решается. Исходя из этого предлагается система АСКУЭ Нижневартовского ГПК состоит из: Микропроцессорных электросчетчиков коммерческого учета с интерфейсом RS-485, установленных в ячейках ЗРУ-10 кВ, устройства преобразования и передачи данных (конвертер) RS485/RS232 на НОSТ - компьютер Нижневартовского ГПК и далее в сервер базы данных по электроэнергии и мощности Нижневартовского ГПК. Модемов, контроллера и усилителя интерфейса RS-485. 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, модемы, контроллер и усилитель интерфейса RS-485 служат для передачи данных от счетчиков при запросах НОSТ - компьютера Нижневартовского ГПК, оснащенного мультипортовой платой СОМ-портов. При этом используется программное обеспечение опроса MetCom на базе разработок фирмы Прософт Е. 6.1. Описание схемы АСКУЭ. Структурная схема АСКУЭ Нижневартовского ГПК представлена в приложении №10. АСКУЭ функционирует следующим образом. Электросчетчики, установленные в ячейках вводов № 9, 13, 14, 15, 38, 39, 40 в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-1. № 7, 8, 37, 38, 111, 120 в ЗРУ-6 кВ ПС 220/110/6 кВ ГПП-2. № 3, 6, 14, 33, 36, 65, 76 в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-3. № 6, 13 в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-4. № 8, 9, 10, 13, 42, 45, 46, 49 в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-5. № 1, 6 ЗРУ - 10 кВ ПС 110/10 кВ "Меридиан" накапливают информацию о расходе активной и реактивной энергии и профиля мощности в энергонезависимой памяти по каждому фидеру. Схема размещения счетчиков представлена в графическом виде на чертеже №4. Обмен информацией со счетчиками ПС 110/6 кВ ГПП-1, ПС 220/110/6 кВ ГПП-2, ПС 110/6 кВ ГПП-3, ПС 110/6 кВ ГПП-4, ПС 110/6 кВ ГПП-5 осуществляется по интерфейсу RS-485, далее данные через кабели связи и конверторы интерфейсов RS485/RS232, установленные по месту в помещении «Аппаратная связи», поступают на НОSТ-компьютер опроса Нижневартовского ГПК. Обмен информацией со счетчиками ПС 110/10 кВ "Меридиан" осуществляется через коммутируемый телефонный канал связи. На подстанции для организации связи со счетчиками устанавливается телефонный модем в режиме коммутируемой линии, контроллер и усилитель интерфейса RS485, смонтированные в шкафу АСКУЭ. Шкаф АСКУЭ устанавливается по месту в помещении дежурного подстанции. Принимающий модем устанавливается в помещении «Аппаратная связи" АБК откуда данные поступают на НОSТ-компьютер опроса Нижневартовского ГПК. Запрос данных производится с помощью программного обеспечения МetCom. 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 коммерческого 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 Нижневартовского ГПК Для контроля мощности расхода энергии на рабочем месте энергетика Нижневартовского ГПК используется соответствующий АРМ. Для взаимодействия с сервером данных ОАО "Сибур-Тюмень". предусматривается выход в локальную сеть Управления ОАО «Сибур- Тюмень» через канал радиорелейной связи, оснащенный цифровым окончанием и соответствующим маршрутизатором (Предоставляется Заказчиком). 6.2. Описание комплекса технических средств. В настоящее время коммерческий учет расхода активной электроэнергии по вводным фидерам ПС 110/6 кВ ГПП-1, ПС 220/10/6 кВ ГПП-2, ПС 110/6 кВ ГПП-3, ПС 110/6 кВ ГПП-4, ПС 110/6 кВ ГПП-5 и ПС 110/10 кВ Меридиан осуществляется трехфазными счетчиками типа САЗУ-И670М и Ф68700. Поэтому проектом предусматривается замена существующих электросчетчиков и установка дополнительных микропроцесорных трехфазных электросчетчиков активной и реактивной энергии Нижегородского завода им. Фрунзе - типа СЭТ-4ТМ.02. и ПСЧ -3ТА.03.2. Так же производится замена сервера под задачи АСКУЭ.
Все элементы разрабатываемой системы представлены в приложении №11. 6.2.1. Основные технические характеристики электросчетчиков. СЭТ-4ТМ.02.: • класс точности –А 0,5;R1,0 • напряжение - 3х57/100 В;
• потребление - 4,0 ВА; • ток - Зх5А (допустимая перегрузка 150%); • диапазон рабочих температур - -40 +55С. ПСЧ-ЗТА.03.2: • класс точности - А 0,5; • напряжение - 3х220/380 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. 6.2.2. Преобразователь RS-485/RS232. Блок I-7520 (производитель IСР-СОN) 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 "I-7000 Bus Converter. User manual". 6.2.3. Усилитель RS-485 С помощью усилителя интерфейса RS-485 обеспечивается необходимый уровень сигнала и гальваническая развязка информационных цепей счетшка и контроллера. Общие технические характеристики усилителя RS-485 типа I-5710 Назначение-усиление сигналов стандарта RS-485 и гальваническая развязка входного и выходного сигналов. Интерфейс: - RS-485 Максимальное удаление абонентов сети - 1.2 км Скорость обмена - 300 - 115200 бод/с Количество портов RS-485 - 2 Питание -10-30 Вольт постоянного тока 6.2.4. Контроллер типа I-7188D В энергонезависимую память контроллера записывается программа управления портами контроллера, с контролем потоков данных, что обеспечивает гарантированную доставку неискаженной информации от счетчиков. Кроме того, обеспечивается защита от доступа к счетчику другими, отличными от MetCon программными продуктами. Общие технические характеристики контроллера типа I-7188D Назначение - программируемый контроллер под управлением ROM-DOS. Интерфейсы -RS-232/RS-485, RS-485, RS-232 Количество программируемых СОМ-портов - 4 Скорость обмена - 300 - 115200 бод/с Питание -10-30 Вольт постоянного тока Объем энергонезависимой памяти - 512 кВ. 6.2.5. Модем типа ZyXEL U-336Е Внешний модем предназначенный для работы по двухпроводным коммутируемым и выделенным линиям. Общие технические характеристики модема Интерфейс приема данных - последовательный порт RS-232 . Скорость в асинхронном режиме - от 300 бит\с. до 460.8 кбит с. Линейный интерфейс – RJ11. Оперативная память - 256 Кб. Питание от сети переменного напряжения 220 В. 6.3. Описание размещения элементов АСКУЭ Нижневартовского ГПК на подстанцииях и кабельных связей. Размещение аппаратуры «АСКУЭ Сибур-Тюмень» Нижневартовского ГПК. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-10 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-1 представлена на чертеже №1 в приложении №12. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-6 кВ ПС 220/110/6 кВ ГПП-2 представлена на чертеже №2 в приложении №12. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-3 представлена на чертеже №3 в приложении №12. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-4 представлена на чертеже №4 в приложении №12. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-5 представлена на чертеже №5 в приложении №12. Схема размещения устройств АСКУЭ в ЗРУ-10 кВ ПС 110/10 кВ Меридиан представлена на чертеже №6 в приложении №12. При проектировании размещения аппаратуры АСКУЭ на подстанциях ГПП-1, ГПП-2, ГПП-3, ГПП-4, ГПП-5 и Меридиан выбран следующий вариант: Расчетные электронные электросчетчики СЭТ-4ТМ.02 24 фидеров устанавливаются в помещениях подстанций в вводных ячейках. Расчетные электронные электросчетчики ПСЧ-ЗТА.03.2 6 ТСН устанавливаются в помещениях подстанций в ячейках ТСН. Счетчики субабонентов типа СЭТ-4ТМ.02 устанавливаются в ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-5 в ячейках №8, №9, №46 и №49. В ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-1 в ячейках №13 и №40. В ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ ГПП-3 в ячейке №14. Модули защиты линий связи устанавливается на клеммниках связи ЗРУ-6 кВ ПС ГПП-1. ГПП-2, ГПП-3, ГПП-4, ГПП-5. Прокладка кабелей связи соединяющих все ЗРУ с HOST-компьютером должна осуществляться по существующим кабельным эстакадам в соответствии с приложением №13.
7. Технико-экономическое обоснование по совершенствованию систем коммерческого учета электроэнергии на НВ ГПК 7.1. Определение капитальных затрат. Составление сметы затрат. Затраты на внедрение этой системы вычисляются по смете затрат. 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». 1. Затраты на приобретение оборудования и кабельной продукции составляют 1250000 рублей. Стоимость всех элементов системы представлена в приложении № 11. Цены использованы в соответствии с [27]. 2. Затраты на приобретение программного обеспечения МetCom на HOST-компьютер опроса, автоматизированное рабочее место главного энергетика Нижневартовского ГПК и сервер Нижневартовского ГПК составляют 1000000 рублей. 3. Затраты на обучение обслуживающего персонала составляют 300000. 4. Затраты на монтаж системы. Установка оборудования АСКУЭ в ЗРУ, в помещении Газоспасательной, АБК-1, прокладка кабелей связи по кабельным эстакадам должна осуществляться монтажной фирмой подрядчиком. Прокладка кабелей связи должна осуществляться по существующим кабельным эстакадам, на расстоянии 0,8 м., от проложенных силовых кабелей, в соответствии с [24]. В данный момент эта норма не соблюдается. Расстояние от кабелей связи принадлежащих КТС “Энергия” до силовых кабелей намного меньше чем 0,8 м. Поэтому необходимо смонтировать дополнительные полки под прокладываемый кабель на расстоянии 0,8 м. от нижней полки с силовым кабелем. Общая длина эстакад равна 3700 метрам. Фактическая стоимость необходимой арматуры и полок: 66250 р. Фактическая стоимость работ по монтажу, с учетом монтажа во всех ЗРУ, наружного монтажа, монтажа в газоспасательной и АБК-1 : 1000000 р. Время монтажа три календарных месяца. Время опытной эксплуатации системы три календарных месяца. 5. Общая стоимость проекта: 3660250 рублей. Таблица 1 Расчет капитальных затрат на внедрение АСКУЭ Сумма затрат на внедрение, млн. руб. Коммерческий учет 3.66 7.2. Определение экономической эффективности 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.
Подсчитаем общий годовой экономический эффект от предлагаемых мероприятий. 1. Внедрение АСКУЭ и перевод предприятия на единый договор электроснабжения. Выполнение этих мероприятий позволит повысить коэффициент использования оплачиваемой мощности на 3-4%, что даст экономический эффект в размере: 1 007 545 * 0,03 * 264 = 7 979 756 руб., где: 1007 545 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 7,98 млн. руб. в год (без НДС). 1. Вывод НВГПК на ОРЭМ. В настоящее время большинство организаций-потребителей приобретает электроэнергию в энергосбытовых отделениях региональных АО-Энерго. При этом цена формируется исходя из расходов на покупку электроэнергии на ОРЭМ, федеральной абонентной платы, накладных расходов АО-Энерго, перекрестного субсидирования льготных абонентов (население, бюджетные организации и др.), что более чем в два раза превосходит ее стоимость на ОРЭМ. Главным условием работы на рынке электроэнергии является наличие у предприятия автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), соответствующей современным требованиям. Такая система, которая смогла бы обеспечить точные измерения электроэнергии в режиме реального масштаба времени, исключив несанкционированный доступ к коммерческим данным и, кроме того, позволяла бы самому предприятию вести анализ потребления электроэнергии с целью снижения затрат на ее приобретение внедряется в данном дипломном проекте. 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 Нижневартовского ГПК в среднесуточную величину при фактическом среднегодовом коэффициенте использования оплаченной мощности в 2000 г. 92 % дает следующие величины: Таблица 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 Нижневартовского ГПК наиболее выгодным является двухставочный тариф. Сравнение уровня тарифов на ОРЭМ для энергозоны Урала с тарифом, по которому Нижневартовский ГПК приобретает электроэнергию в ОАО «Тюменьэнерго» дает следующий результат: при выходе на ОРЭМ среднесуточный тариф для Нижневартовского ГПК снижается на 67,2 руб/1000 кВтч, что даст годовое снижение затрат (при объеме потребления в 2001 г. 711 020 200 кВтч) на электроэнергию в сумме 48 млн. руб. (без НДС). Таблица 3 Организационно-техническое мероприятие Экономический эффект, млн. руб. Внедрение АСКУЭ, заключение единого договора электроснабжения 7,98 Вывод Нижневартовского ГПК на ОРЭМ 48,0 Итого: 55,98 Эффективность проекта рассчитываем по следующей методике: а) определяем коэффициент дисконтирования в t-м году расчетного периода: , где Е – коэффициент эффективности капиталовложений (23 %); t – год, затраты и результаты которого приводятся к расчетному. б)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, без учета возможного выхода на ОРЕМ, приведен в таблице 4. Расчетный период принимаем равным 5 годам. Таблица 4. Расчет показателей экономической эффективности инвестиций Расчет показателей экономической эффективности инвестиций, с учетом выхода на орем на ОРЕМ, приведен в таблице 5. Таблица 5 2. Определяем индекс доходности проекта: Если ИД > 1, то проект следует принять; если ИД 4. Находим срок окупаемости с учетом дисконтирования: года (7 месяцев) 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. Таблица 5.
С помощью данных таблицы 5. рассчитываем ВНД по выражению: где Е1 и Е2 – норма дисконта, при котором ЧДД является наибольшим и наименьшим значением соответственно. Для данного проекта BНД = 196,54 %, это значит, что коэффициент эффективности капитальных вложений 196,54 % . В нашем случае Е = 23 % годовых, т.е. для предприятия, принимающего проект, это выгодно. 8. Техника безопасности (ТБ) при обслуживании и ремонте систем контроля и учета расхода электроэнергии 8. 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. 8. 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. 8. 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. 8.4. Требования к системе учета. 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 о 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, ко 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. 19. В энергоснабжающих организациях для проведения работ с приборами учета должны быть составлены инструкции или технологические карты по каждому виду работ. 9. Заключение В ходе разработки проекта рассмотрена и проанализирована существующая на Нижневартовского ГПК система контроля и учета электроэнергии, на базе КТС “Энергия”. Выявлены ее недостатки и обоснованно внедрение новой АСКУЭ. На основании проведенного анализа старой системы была спроектирована современная АСКУЭ Нижневартовского ГПК. Экономический эффект от внедрения данной системы, составит 18,72 млн. руб. в год, при сроке окупаемости 7 месяцев. Эффект от возможного выхода предприятия на ОРЕМ, составит 48 млн. руб. в год. 10. Литература 1. Государственный образовательный стандарт высшего профессионального образования направления подготовки дипломированного специалиста 650900 «Электроэнергетика», утв. Приказом Минобразования РФ N 686 от 06.03.00. 2. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учебн. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987-250 с. 3. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электротехнических специальностей вузов:Учеб. пособие для студентов электоэнерг. спец. вузов, 2-е изд. Перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б.Паперио и др.; Под ред. В.М. Блока. - М.: Высш. Шк., 1990. - 393 с. 4. Сюсюкин А.И., Вязигин В.Л., Диев С.Г. Методические указания для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий. 4.3 (Дополнительные задания руководителя проекта). - Омск: ОмПИ, 1980.-36 с. 5. Сюсюкин А.И., Вязигин В.Л., Диев С.Г. Методические указания по курсовому и дипломному проектированию для специальности 0303 "Электроснабжение промышленных предприятий". — Омск: ОмПИ. 1982. -24с. 6. Диев С.Г., Сюсюкин А.И. Методические указания для выполнения курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий. - Омск, 1984.-24 с. 7. Диев С.Г., Сюсюкин А.И. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 0303. -Омск: ОмПИ, 1987.-19 с. 8. 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. Часть 1. Общие правила, часть 2. Электроснабжение. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. Часть 1 — 22 с., часть 2 -27 с. 9. Правила устройства электроустановок. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: ЗАО «Энергосервис», 2000. -608 с. 10. Правила эксплуатации электроустановок потребителей.-5-е изд перераб. и доп. - М.: ЗАО «Энергосервис»,2000. - 287 с. 11.Инструкция но проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий. СН 357-77.-М.: Стройиздат, 1977. - 57 с. 11. Сюсюкин А.И. Основы электроснабжения предприятий. В двух частях (монография). - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. Часть 1 - 204 с., часть 2 - 167с. 12. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет /А.С. Овчаренко, М.Л. Рабинович. В.И.Мозырский, Д.И. Розинский. - Киев: Техника, 1985. - 279 с. 13. Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. —М.: Энергоатомиздат, 1983. — 208 с. 14. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с. 15. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1995.
16. Инструктивные материалы Главэнергонадзора. - М.: Энергоатомиздат. 1986.-352 с. 17. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов /Под ред. Б.А. Князевского. - 3-е изд.,перераб. и доп. - М.:Энергоатомиздат, 1983. - 336 с. 18. Техника безопасности в электроэнергетических установках: Справочное пособие / Под ред. П.А. Долина. - М.: Энергоатомиздат, 1987. — 400 с.
19. Вайнштейн Л.И. Меры безопасности при эксплуатации электрохозяйства потребителей. — 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 240 с. 20. Гордон Г.Ю., Вайнштейн Л.И. Электротравматизм и его предупреждение. - М.: Энергоиздат, 1986. - 256 с. 21. 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. - 192 с. 22. Карякин Р.Н. Концепция электробезопасности электроустановок. // Промышленная энергетика. - 1998, N5. - с. 37-49. 23. Карякин Р.Н. Нормы устройства безопасности электроустановок. - М.: ЗАО «Энергосервис», 1999. - 104 с. 24. СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. - М.: Минстрой РФ, 1995. - 43 с. 25. Инструкция по расчету технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем. - М.: СПО Союзтехэнерго. 1980.-93 с. 26. Определение экономической эффективности проектов в электроэнергетике и управление энергопотреблением (анализ американского опыта) // Экономика топливно-энергетического комплекса России: Темат. сб. - М.: ВНИИОЭНГ , 1993. - 60 с. 27. Инструктивные материалы Главэнергонадзора России. - М.: Главэнергонадзор РФ, 1996. - 359 с. 27. Компаньон – каталог цен тюменского региона. - М.: ОАО “Тюменская международная ярмарка”, 2002, №29. – с. 78-217.