Направления по устранению экологических последствий

Потребление ископаемых видов топлива в мире возрастает. В XXI в. в технически развитых странах потребление энергии возрастет в 6-7 раз, каж

Подробнее

Нерешенные проблемы безопасности

Сооружение АЭС сегодня, к сожалению, связано с нерешенными проблемами безопасности, с вероятным риском катастроф, чреватых глобальными

Подробнее

Загрязнение гидросферы

Tpeтьим эффектом энергосбережения является сохранение гидросферы. Беларусь имеет густую речную сеть, десятки тысяч водоемов, озер разно

Подробнее

Загрязнение воздуха

В крупных городах доля загрязнения воздуха автотранспортом достигает 70-80% от общего уровня загрязнения, что сильно сокращает среднюю п

Подробнее

Токсичные выбросы

В настоящее время электростанции Беларуси работают на мазуте и природном газе, при сжигании которых в атмосферу поступают газообразные

Подробнее

Контакты

Город: Липецк
Улица: Гагарина, 110
Телефон: +7 (4742) 30-70-02
E-mail: mail@energybalance.ru

Опрос

Считаете ли вы солнечную энергию безопасной?



Модернизация электрических сетей

Индекс материала
Модернизация электрических сетей
Совершенствование устройств Р3А
Устройства АПВ
Установка дополнительных защит
Применение вакуумных реклоузеров
Секционирующие пункты
Установка секционированных линий
Предложения по установке реклоузеров
Достоинства ВЛЗ
Предложения по модернизации ТП
Организация резервирования
Автоматизированная система учета
Взаимодействие автоматизированных систем
Оперативное управление электростанцией
Целесообразность внедрения АСДУ
Внедрение АСДУ
Состав АСДУ
Сервер баз данных
Внедрение современных устройств телемеханики
Модернизация диспетчерского щита
Диспетчерский щит
Использование утилизации тепла
Развитие электрических сетей
Все страницы

Мероприятия по модернизации электрических сетей для  повышения надежности электроснабжения потребителей г.Нарьян-Мар, п.Искателей и с.Тельвиска

 
Основные рекомендации по повышению надежности электроснабжения  потребителей г.Нарьян-Мар и его окрестностей: 
 модернизация схемы распределительных сетей 6кВ; 
 модернизация оборудования на РП-6кВ, РУ-6кВ, ТП, РУ-0,4кВ; 
 модернизация линий электропередач; 
 совершенствование устройств релейной защиты и автоматики; 
 внедрение устройств противоаварийной автоматики; 
 организация диспетчеризации и телемеханизации; 
 резервирование по стороне 6кВ и по стороне 0,4кВ; 
 повышение качества эксплуатации, обслуживания и ремонта.

3.1 Предложения по модернизации распределительных пунктов

Модернизацию главной схемы распределительной сети 6кВ целесообразно  начать с наиболее крупных распределительных пунктов (РП) сети (РУ-6кВ на ТП-3, ЗРУ-6кВ «Факел»). Согласно «Инструкции по проектированию городских электрических сетей» строительство РП-6кВ должно обосновываться ТЭО.

Нагрузка на шинах 6кВ РП-6кВ с учетом перспективного развития должна составлять не менее 4МВт. Произведем уточнение нагрузки на шинах РУ-6кВ ТП-3 и ЗРУ-6кВ «Факел» (табл.3.3.1). Расчет показал, что суммарная нагрузка на шинах РУ-6кВ составила 5,66МВт, на шинах ЗРУ-6 «Факел» – 4,82МВт. Рекомендуется произвести техническое перевооружение на РУ-6кВ ТП-3 и ЗРУ-6кВ.

Кроме выше перечисленных РУ, рекомендуется дополнительно оборудовать выключателями РУ-6кВ ТП-37. Нагрузка на шинах РУ-6кВ ТП-37 составляет 5,16 МВт.

Распределительные пункты рекомендуется выполнять с одной  секционированной системой сборных шин с питанием по взаиморезервируемым линиям, подключенных к разным секциям. Количество отходящих фидеров определяется с учетом перспективы. На секционном выключателе должно применяться местное АВР (РД 34.20.185-94, п.4.3.6). Применение АВР требует наличия трансформаторов напряжения на секциях шин. Рекомендуемые схемы показаны на рисунках.

 3_3

 


 

3_1

 

В реконструируемых РУ-6кВ целесообразно произвести комплексную  модернизацию силового оборудования и устройств РЗА.

Необходимость замены ячеек определяется при конкретном проектировании.  В качестве коммутационного модуля рекомендуется применять вакуумные выключатели типа ВВ/TEL производства «Таврида Электрик».

Также в городских сетях существует множество РУ-6кВ, на которых можно установить ячейки КСО с предохранителями или выключателями. Эта мера позволит повысить над?жность электроснабжения и даст возможность для дальнейшего развития сети. В существующей схеме защита линий 6кВ в большинстве случаев осуществлена только на РУ-6кВ ДЭС. ПУЭ указывает на необходимость установки резервных защит, обеспечивающих дальнее резервирование, т.е. способность действовать при КЗ на смежных линиях в случае отказа собственной защиты или выключателя поврежденной линии. Если дальнее резервирование не обеспечено, то должно осуществляться ближнее резервирование, т.е. установка двух или более независимых устройств защиты, резервирующих друг друга. 

3.2 Совершенствование устройств РЗА

Замена электромеханических реле на реле нового типа целесообразна по  причине их физического и морального устаревания. При выборе устройств защиты предлагается обратить внимание на два варианта: 
 использование МП РЗА; 
 применение электростатических реле.

Первый вариант заключается во внедрении микропроцессорной элементной базы. Для защиты вводов, секционного выключателя, а так же отходящих линий целесообразно применить Sepam1000+ серии 20 или 10. Набор функций защиты и автоматики данного устройства приведен в приложении П5, таблица 2, 3.

Sepam серии 20 представляет собой терминал для использования в простых  защитах одного присоединения, основанных на измерении токов. Например: защита воздушных линий со встроенным АПВ; защита вводов и фидеров от междуфазных КЗ и замыканий на землю; защита трансформаторов 6кВ малой мощности от перегрузок. Кроме того, применение устройства Sepam B21 с модулем измерения напряжения позволит осуществить защиту по минимальному напряжению. Рекомендуемая расстановка устройств РЗА приведена на рисунках.

Повысить бесперебойность электроснабжения возможно благодаря применению функции АПВ. ПУЭ (раздел 3.3.2) регламентирует установку АПВ на воздушных и смешанных линиях всех типов напряжений выше 1кВ.


 

3_2

 

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

В случае, если применение АПВ на линиях 6кВ и ЗМН на вводах РП-6кВ будет необоснованно, целесообразно для защиты отходящих линий, трансформаторов, вводов и секционных выключателей применить Sepam серии 10. Sepam серии 10 позволяет организовать ступенчатую токовую защиту в фазах и/или защиту от ОЗЗ.

Цены на Sepam серии 10 на 2009г. (базовая комплектация):
 SEPAM серии 10 В 110-250 DC 100-250 AC - € 619; 
 SEPAM серии 10 А 110-250 DC 100-250 AC - € 953.

Применение Sepam в сочетании с модулем связи позволит организовать мониторинг сети. Благодаря этому оперативная бригада сможет быстро отыскать поврежденный участок сети и сделать необходимые переключения.

При соответствующем обосновании, возможна организация удаленного управления выключателями РП-6кВ. Внедрение систем телемеханики, позволит повысить безопасность обслуживания, эффективность управления объектами электроснабжения и избежать ошибочных действии персонала. 

Второй более экономичный вариант – это применение электростатических реле типа РСТ. Реле серии РСТ-40В - электронное реле тока с регулируемой и независящей от входного сигнала выдержкой времени. Данные реле являются функциональными аналогами используемых совместно электромеханических реле РТ-40 и реле времени серий ЭВ, РВМ, а также электронных реле тока серии РСТ (например, РСТ11, РСТ13, РСТ40) и различных реле времени (например, реле РВ-01).

В одном реле РСТ-40В имеются два функциональных элемента - измерительный орган тока и орган выдержки времени, что позволяет выполнить на основе реле полноценную двухфазную максимальную токовую защиту (МТЗ).


 

3_4

В реле РСТ-40В устранены все основные недостатки реле РТ-40: значительная погрешность по току срабатывания, относительно малый коэффициент возврата, плохая коммутационная способность контактов. Кроме того, встроенный орган выдержки времени, запуск и сброс которого осуществляются бесконтактным способом внутри схемы, не создает в цепях оперативного тока мощные «дуговые» помехи, что присуще электромеханическим реле времени, катушка которых коммутируется внешним контактом в цепи оперативного тока. Указанное преимущество положительным образом сказывается на показателях электромагнитной совместимости аппаратуры релейной защиты.

Цены на реле приведены ниже:
 РСТ-40-2 – двухфазное реле максимального тока – 1310р. 
 РСТ-40-2В – двухфазное реле максимального тока с независимой выдержкой времени – 2580р. 

Необходимость установки дополнительных защит на линиях 6кВ  определяется расчетами токов короткого замыкания и оценкой чувствительности защит. Самый простой и дешевый вариант защиты элементов сети от аварийных режимов - это установка предохранителей с выключателями нагрузки (разъединителями).

В наиболее удаленных участках линий, где есть ответственные потребители, в качестве аппаратов защиты и управления линии предлагается применить вакуумные реклоузеры производства компании «Таврида Электрик». Реклоузер имеет климатическое исполнение УХЛ1, устанавливается на опоре ВЛ-6кВ и не требует сооружения специального здания. Примеры установки реклоузера на опоры линий приведены на рисунках 3.3.3, 3.3.4. Управление коммутационным модулем и устройство защиты находится в шкафу управления, который также предназначен для наружной установки на опоре. Техническое описание и характеристики реклоузера РВА/TEL приведены в приложении П6.


3.3 Варианты применения вакуумных реклоузеров


3_5

В основе автоматизации аварийных режимов работы распределительной  сети с применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL лежит принцип автоматического секционирования воздушных линий электропередачи. Этот принцип получил название децентрализованной системы секционирования.

Принцип децентрализованной системы секционирования заключается в том,  что воздушная линия путем установки нескольких реклоузеров делится на несколько участков. Каждый отдельный секционирующий аппарат является интеллектуальным устройством, которое анализирует параметры режимов работы электрической сети и автоматически производит ее реконфигурацию (локализацию места повреждения и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети) в соответствии с заранее запрограммированным алгоритмом. Информация о повреждении на линии обрабатывается по месту установки реклоузера в сети – в микропроцессорном шкафу управления. Наличие телемеханики не влияет на выполнение основных функций реклоузера и носит вспомогательный характер (оперативное управление, контроль параметров сети и т.д.). Локализация повреждения происходит децентрализовано.

Преимуществом децентрализованного подхода является значительное сокращение времени поиска и локализации поврежденного участка сети и восстановления питания неповрежденных потребителей, которое сокращается до секунд. Как следствие, снижается риск ущерба для потребителей, сокращаются затраты на поиск и локализацию повреждения. Полностью устраняется человеческий фактор. Не требуется каких либо каналов связи, что существенно сокращает затраты на автоматизацию линий.

Вакуумный реклоузер РВА/TEL – коммутационный аппарат, специально разработанный для реализации принципов децентрализованной системы секционирования воздушных распределительных сетей 10(6)кВ. С применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL возможны следующие основные варианты автоматического секционирования воздушных распределительных сетей: 
 секционирование линий с односторонним питанием и сетевым резервом; 
 секционирование линий с применением плавких предохранителей; 
 разборка и сборка длинных фидеров; 
 построение открытых распределительных устройств; 
 подключение абонентов электрической сети; 
 разграничение балансовой принадлежности между субабонентами; 
 оптимизация диспетчерского управления сетью; 
 резервирование потребителей от двух и более независимых источников.


 

3.3.1 Предложение по установке секционирующих пунктов


3_6

Наиболее эффективным способом повышения надежности электроснабжения в воздушных электрических сетях среднего напряжения является секционирование линии коммутационными аппаратами (разъединителями, управляемыми разъединителями, пунктами секционирования).

В существующей схеме построения распределительной сети в основном используется ручное секционирование, при котором работа секционирующих аппаратов (разъединителей, пунктов секционирования) зависит от решений верхнего уровня (диспетчера). Ручное секционирование разделяют на местное и дистанционное.

Для выделения (секционирования) поврежденного участка сети на магистрали устанавливаются линейные разъединители, а в ряде случаев пункты секционирования на базе ячеек КРУ. Сетевой резерв выполняют вручную. При возникновении повреждения на любом участке происходит отключение защитного аппарата на отходящем фидере и все потребители на длительное время теряют питание. Для локализации повреждения на фидер выезжает оперативная бригада и, путем последовательных переездов и переключений разъединителей вручную, выделяет поврежденный участок сети и запитывает остальных потребителей. При этом задействуется техника, персонал, затрачивается время. Уровень надежности электроснабжения в данном случае достаточно низкий.

Рекомендуется для повышения надежности электроснабжения применить ручное дистанционное секционирование воздушных линий 6кВ. Для этих целей рекомендуется установить телеуправляемые разъединители или пункты секционирования. В случае возникновения повреждения процесс его локализации полностью аналогичен местному подходу с той разницей, что все переключения выполняются дистанционно.

Преимуществом дистанционного секционирования является сокращение затрат на многочисленные переезды оперативных бригад и содержание штата оперативного персонала. Сокращается время локализации повреждения.

Существенным недостатком является необходимость 100% связи с каждым управляемым элементом сети. В случае выхода из строя канала связи сеть становится полностью неуправляемой и весь эффект от телемеханизации разъединителей теряется. При использовании дистанционного ручного управления аварийным режимом большую роль играет диспетчер, которому необходимо постоянно контролировать мнемосхему электрической сети и в случае возникновения аварийного режима проанализировать факт повреждения и правильно принять решение о ее реконфигурации.


3.3.2 Предложение по установке автоматических секционирующих
пунктов


При наличии сетевого резервирования линий 6кВ от разных секций шин  одного центра питания, возможно применение автоматических секционирующих пунктов. В данном случае дополнительно к реклоузерам на магистрали устанавливается реклоузер в качестве пункта сетевого АВР. При этом в случае возникновения повреждения на любом участке сети оно будет автоматически локализовано между двумя ближайшими аппаратами, а потребители неповрежденных участков сохранят свое питание. Схема эффективна для обеспечения высокой степени надежности электроснабжения потребителей целого фидера. В данном случае в реклоузерах используются направленные защиты, также производится контроль напряжения на пункте АВР.



3.3.3 Предложение по секционированию линий с применением плавких
предохранителей


3_7В предыдущих примерах не уделялось внимание отключению  (секционированию) отпаек. Тем не менее, на ответвлениях возможно появление значительного числа повреждений, каждое из которых приводит к отключению части магистрального участка и соседних отпаек. Для решения этой задачи предлагается использовать алгоритм, нашедший широкое распространение в США, Южной Африке, Австралии и предполагающий использование в качестве защитного аппарата на ответвлении от сети высоковольтных отстреливающих предохранителей. В основе алгоритма лежит идеология «спасения» предохранителя (от англ. fuse saving). При возникновении КЗ в линии и в первом цикле АПВ реклоузер на магистрали производит быстрое отключение и тем самым не дает возможности перегореть плавкой вставке предохранителя на отпайке. На втором или третьем цикле АПВ, когда можно судить об устойчивости повреждения, реклоузер переходит на характеристику, согласованную с предохранителем на отпайке, давая возможность перегореть плавкой вставке. При этом задействуется возможность реклоузера работать с разными настройками токовых защит в циклах АПВ (быстрые и медленные времятоковые характеристики). Алгоритм позволяет обеспечить максимальную надежность фидера в целом.


 

3.3.4 Предложение по установке реклоузеров на границах балансовой
принадлежности


3_8

В распределительной сети 6кВ г.Нарьян-Мар и его окрестностей часто встречаются случаи, когда ответвления от магистральных линий находятся на балансе сторонних собственников электрической сети. Такая ситуация возможна при питании субабонентов. Собственник основной питающей сети заинтересован в том, чтобы повреждения у субабонента не влияли на надежность электроснабжения потребителей основного фидера. В этом случае наиболее оптимальным местом 
установки реклоузера является ответвление от магистрали. Все повреждения на ответвлении будут автоматически отключаться, что повышает надежность электроснабжения потребителей смежных участков. Аналогичный вариант установки реклоузеров возможен при наличии в сети протяженных ответвлений, отличающихся высокой повреждаемостью.



3.4 Модернизация линий электропередач

Рекомендуется произвести расчет нагрузок по фидерам согласно РД 34.20.185-94 (гл.2.4) по аналогии с тем, как показано в табл. 3.3.1. Расчет нагрузок рекомендуется произвести как для нормального режима работы сети, так и для послеаварийных режимов. Далее следует сделать проверку кабельных и воздушных линий 6кВ по допустимым токам в линиях и по допустимому отклонению напряжения. Решение о строительстве новых линий 6кВ с целью разгрузки и уменьшения потерь на наиболее загруженных линиях необходимо принимать на основании ТЭО.

При проверке кабельных линий по допустимому длительному току должны быть учтены поправочные коэффициенты: на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле, на допустимую перегрузку в послеаварийном режиме, фактическую температуру среды, тепловое сопротивление грунта и на отличие номинального напряжения кабеля от номинального напряжения сети.

Расчет электрических нагрузок рекомендуется произвести и для распределительных сетей 0,4 кВ (РД 34.20.185-94, гл.2.3). 

Надежность распределительной сети 6кВ во многом определяется надежностью ВЛ-6кВ и КЛ-6кВ. Для повышения надежности электроснабжения г. Нарьян-Мар и окрестностей в сетях рекомендуется применять: 
 ВЛЗ-6кВ и ВЛИ-0,4кВ; 
 КЛ с кабелями с изоляцией из СПЭ.


 

3_9

Повреждаемость ВЛ-6кВ возможно снизить за счет применения ВЛ,  выполненных проводом с защитной изолирующей оболочкой (ВЛЗ). Опыт эксплуатации ВЛЗ-6кВ в России показал свои бесспорные преимущества перед линиями с «голыми» проводами. Два главных достоинства, которые характеризуют такие линии:  
 высокая надежность электроснабжения; 
 незначительные затраты на обслуживание.

При проектировании, реконструкции и строительстве новых линий 0,4кВ, в соответствии с ПУЭ гл.2.4, следует отдавать предпочтение ВЛ с изолированными проводами (ВЛИ-0,4кВ). Очевидные преимущества самонесущих изолированных проводов (СИП), технико-экономическая эффективность их применения, особенно в зоне интенсивных и регулярных гололедно-ветровых воздействий, в схемах электроснабжения потребителей, предъявляющих высокие требования к 
надежности электроснабжения, эстетика сетевых сооружений открывают дальнейшие широкие перспективы применения изолированных проводов.

Целесообразность применения СИП и защищенных проводов в распределительных сетях подтверждается и «Положением о технической политике в распределительном электросетевом комплексе» утвержденном в 2006г. совместным распоряжением ОАО РАО «ЕЭС России» и ОАО «ФСК ЕЭС». Следует отметить, что монтаж ВЛИ и ВЛЗ производится персоналом, прошедшим специальное обучение и с применением определенного комплекта инструмента и приспособлений. 

Рекомендации по переходу от кабелей с бумажной пропитанной изоляцией (БПИ) к кабелям с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ), обусловлены высокими эксплуатационными характеристиками последних. Перечислим только некоторые из них:  
 большая пропускная способность за счет увеличения рабочей температуры жил – 90?С вместо 70?С; 
 в восемь раз более низкие диэлектрические потери; 
 более высокий ток термической стойкости при коротком замыкании; 
 кабель с изоляцией из СПЭ можно прокладывать при температурах до –20°С, тогда как прокладка кабелей с БПИ без предварительного подогрева возможна только до 0°С; 
 меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах; 
 возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней.


 

3_10

 

Кабели с изоляцией из СПЭ более надежны в эксплуатации, требуют меньших расходов на монтаж, реконструкцию и содержание кабельных линий. Это подтверждено почти сорокалетним опытом эксплуатации таких кабелей в большинстве промышленно развитых стран. Например, по данным зарубежных источников, процент электрических пробоев кабелей с изоляцией из СПЭ на два-три порядка меньше, чем у кабелей с БПИ.

Применение кабелей с изоляцией из СПЭ на напряжение 6-10кВ позволяет решить многие проблемы по надежности электроснабжения и оптимизации схемы сети.


3.5 Предложения по модернизации ТП


При строительстве новых и реконструкции существующих ТП, рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП).

КТП выпускаются как одно-, так и двухтрансформаторные. Исполнение РУ-6кВ могут быть как для подстанции проходного типа, так и для подстанции тупикового типа.

В городских распределительных сетях 6кВ следует применять трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг или треугольник-звезда.

Как правило, в распределительных сетях 6кВ применяются силовые трансформаторы с масляной изоляцией. Они имеют как свои преимущества, так и недостатки. Трансформаторы с масляной изоляцией обладают высокой перегрузочной способностью (ГОСТ 14209-85), но требуют постоянного обслуживания, связанного с контролем качества масла.

В последние годы технологии производства сухих трансформаторов ушли далеко вперед. Перегрузочная способность сухих трансформаторов меньше, чем у масляных, однако сухие трансформаторы не требуют обслуживания. На ТП, где трансформаторы не подвергаются большим перегрузкам, рекомендуется, в качестве «пилотного» проекта, установить трансформаторы с сухой изоляцией.


 

3.6 Предложения по организации резервирования


3_11

Принцип резервирования рекомендуется осуществлять за счет:
- резервных связей в распределительной сети на напряжении 6кВ и по стороне 0,4кВ; 
- раздельной работы линий, трансформаторов, что снижает токи КЗ и упрощает релейную защиту; 
- выбора числа независимых источников питания с учетом категории потребителей.

В существующей распределительной сети 6кВ применяются резервные связи с разъединителями. В нормальном режиме, эти связи отключены, а при повреждении питающей линии, резервные перемычки могут быть включены.

Резервные и основные линии должны быть запитаны от раздельных источников питания. С целью повышения категории надежности электроснабжения у источников питания с «третьей» до «второй», предлагается и далее применять принцип ручного ввода резерва по стороне 6кВ. Категорию надежности возможно повысить до «первой», если реализовать автоматический ввод резерва.

Резервирование по стороне 0,4кВ с помощью резервных связей также применяется в существующей сети.

Использование гарантированных источников питания на напряжении 0,4кВ (дизель-генераторы) для резервного электроснабжения рекомендуется для наиболее ответственных потребителей. Установка резервных источников питания – мера повышения надежности электроснабжения потребителей, предусмотренная ПУЭ.


 

4. Создание автоматизированной информационно-
измерительной системы коммерческого и технического
учета электроэнергии и других энергоресурсов

4_1 


Федеральный закон о единстве средств измерения обязывает при проведении торговых операций использовать приборы учета, внесенные в Государственный реестр средств измерений и прошедшие поверку. В связи с этим создание системы учета, соответствующей требованиям всех нормативных документов, является первоочередной задачей. В ходе создания автоматизированной информационно-измерительной системы учета энергоресурсов ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция» особое внимание следует уделить обеспечению требуемой точности измерений. Предшествовать этой работе должно проведение полного энергоаудита станции и составление энергетического паспорта предприятия в соответствии с федеральным законом №261-ФЗ «об энергосбережении».

Практика применения информационных систем учета энергоресурсов доказала эффективность использования трехуровневой структуры. Первый уровень это распределенная система сбора данных. Специализированные контроллеры собирают данные с приборов учета энергоресурсов, осуществляют преобразование и сохраняют консолидированную информацию в транзакционную базу данных.

Второй уровень - система хранения данных состоит из базы данных учета энергоресурсов и системы управления базами данных (СУБД). Третий уровень – система предоставления информации пользователям системы. Уровень может быть выполнен по технологии клиент–сервер с использованием «толстого клиента». В этом случае вся бизнес-логика выполняется на стороне клиента – то есть автоматизированного рабочего места пользователя. Система предоставления информации пользователям может быть построена также и в форме web-службы, когда пользователи подключаются к серверу при помощи «тонких клиентов» (например, интернет-браузера). Вся обработка информации в этом случае осуществляется на стороне сервера, что существенно разгружает ПК пользователя, позволяет централизованно обслуживать АИИС, однако требует большей квалификации обслуживающего персонала.

АИИС УЭ не должна оставаться изолированной и должна обеспечивать доступ других информационных систем к консолидированной учетной информации.

Интеграция системы учета энергоресурсов с системой диспетчерского управления позволит реализовать систему выдачи рекомендаций диспетчеру для выбора наиболее эффективного режима.


Интеграция системы учета энергоресурсов с системой управления  предприятием позволит напрямую формировать отчетность о ключевых показателях производительности (KPI), производственную и бухгалтерскую отчетность исходя из объективной информации, сформированной без участия человека. На уровне системы управления предприятием рекомендуется создание систем многомерного анализа данных с использованием OLAP-технологий.

4_2

Использование систем анализа данных позволит определять самый экономически эффективный режим работы, а использование функций интеллектуального анализа данных (Data mining) предсказывать поведение системы и на основе этой информации формировать рекомендации начальнику смены электростанции для обеспечения максимальной эффективности использования топливных ресурсов и оптимальной загрузки оборудования.

Места установки приборов учета энергоресурсов должны выбираться с учетом того, что на основании данных системы должно выполняться составление акта энергетического баланса электростанции. Приборы учета должны быть установлены на всех источниках электрической и тепловой энергии, на всех присоединениях по которым осуществляется электроснабжение потребителей, во всех точках в которых осуществляется электро- и теплоснабжение собственных нужд электростанции. Приборы учета газа и дизельного топлива должны обеспечивать учет расхода энергоносителей на станции на выработку электроэнергии и тепла.


 

5. Совершенствование оперативного управления
электростанцией


5.1 Существующие комплексы автоматизации ГУП НАО «Нарьян-
Марская электростанция»


Системы автоматизации на ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция» представлены системами автоматизации газовых турбинных агрегатов разработки компании ОАО «СТАР». Это законченные системы, которые могут работать как автономно, так и в составе АСТУП электростанции. В состав САУ ГТА входят аналоговые датчики, свободно программируемые контроллеры, автоматизированные рабочие места обслуживающего персонала для мониторинга параметра ГТА. Регулирование параметров турбин осуществляется по месту, с пульта управления.

5_5


АСУТП электростанции на ГТЭС-12, ГТЭС-18, разработки компании ЗАО «Сеалтэк», реализована лишь частично: регулирование параметров турбины и автоматика группового регулятора распределения нагрузки на генераторы не введена в эксплуатацию. Реально на данный момент АСУТП представляет собой систему мониторинга турбин с выводом на локальные АРМ оперативного персонала. Централизованное управление нагрузкой на станции не осуществляется.

Информация о выработке электрической энергии генераторами представлена показаниями аналоговых контрольно измерительных приборов и на АРМ оперативного персонала САУ ГТА.

Измерительные комплексы автоматики ГТА не могут применяться для целей учета и диспетчерского управления ввиду низкой точности измерений, поскольку погрешность измерительных комплексов составляет 5-10% и более.

Результаты измерений параметров ГТА доступны только оператору. Поэтому существующие комплексы автоматизации не подходят в полной мере для принятия решений о выборе наиболее экономичного режима работы оборудования, оперативной реакции на изменение режима, а так же при ликвидации аварийных ситуаций, т.к. изначально для этого не предназначались.

На ДЭС электростанции отсутствуют системы автоматизации. Параметры работы оборудования доступны обслуживающему персоналу только с показаний аналоговых приборов.

В релейных отсеках ячеек распределительных устройств ГТЭС-12 и ГТЭС-18 установлены микропроцессорные терминалы релейной защиты типа Sepam 1000+ и SPAC 800. Терминалы не объединены промышленной локальной сетью. АРМ инженера-релейщика также не организовано.


5_1

 

Осциллограммы аварийных ситуаций с терминалов Sepam могут анализироваться только с применением переносного компьютера и специализированного программного обеспечения.

В РУ-6кВ ГТЭС-18 установлены многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03. Счетчики по промышленной локальной сети не объединены, автоматизированная система коммерческого учета не предусмотрена.


5.2 Вопросы целесообразности внедрения АСДУ


Низкая оперативность принятия решений при проведении ликвидации аварийных ситуаций, отсутствие системы контроля нормального режима электростанции, отсутствие накапливаемой ретроспективной информации по работе электростанции и каждого турбоагрегата, сложность планирования режимов работы станции являются предпосылками для внедрения автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).

Внедрение АСДУ позволит повысить надежность электроснабжения за счет:
 Повышения управляемости. 
 Анализа аварийных ситуаций. 
 Повышения экономичности электроснабжения. 
 Снижения технических потерь. 
 Снижения и оптимизации собственного потребления станции. 
 Повышения эффективности планирования ремонтов.

Автоматизированная система диспетчерского управления должна обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством и должна функционировать и как самостоятельная система и в составе автоматизированной системы управления предприятием.

На базе АСДУ должны выполняться:
 долгосрочное и краткосрочное планирование режимов электростанции;  
 оперативное управление нормальными режимами работы энергосистем, контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности энергосистемы и энергообъектов;  
 ретроспективный анализ аварийных ситуаций;  
 хранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управляемого объекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию диспетчера;  
 контроль оперативных переключений; 
 автоматизированное ведение оперативной документации.


 

5_3

Полный перечень и объемы решаемых задач и способы их решения должны быть определены проектами исходя из требований надежности управления и технико-экономических показателей. 
Согласно ПТЭ в состав комплекса технических средств АСДУ должны входить:  
 средства диспетчерского и технологического управления в совокупности с АСУ ТП (датчики информации, устройства телемеханики и передачи информации, каналы связи); 
 средства обработки и отображения информации: ЭВМ оперативных информационно-управляющих комплексов и вычислительных комплексов, устройства печати, дисплеи, цифровые и аналоговые приборы и др.;  
 устройства связи с объектом управления;  
 вспомогательные системы (гарантированного электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные). 

5.3 Предложения по внедрению АСДУ


5.3.1 Структура АСДУ
Создаваемая АСДУ должна решать следующие задачи:
 Сбор, обработка и отображение в понятной для диспетчера форме информации, получаемой от всех локальных САУ технологического объекта. 
В том числе:
o информации о текущем состоянии технологического процесса,
аварийной и предупредительной сигнализации,
o диагностической информации о состоянии технологического оборудования и оборудования АСДУ. 
 Прием управляющих воздействий оператора и передача их для исполнения на устройства нижнего уровня. 
 Архивирование полученных данных, отображение архивных данных по запросу. 
 Подготовка и генерирование отчетов о ходе технологического процесса. 
 Обеспечение обмена данными с внешними системами на основе ОРС-интерфейса (OLE for Process Control) либо другого документированного протокола обмена данными. 
 Защита информации от несанкционированного доступа лиц, не обладающих соответствующими полномочиями. 
 Обеспечение надежности работы, и работоспособности системы при частичной потере функциональности.


 

5_2

 

В АСДУ должны входить оперативно-информационные и управляющие комплексы (ОИУК), обеспечивающие в реальном времени дежурного диспетчера информацией о текущем режиме, управление диспетчерским щитом, ведение суточной диспетчерской ведомости, система регистрации аварийных процессов, система обеспечения единого времени.

Для связи измерительных приборов и устройств сбора оперативной информации строится промышленная локальная сеть, работающая по протоколу Ethernet. Физическим уровнем этой сети может быть оптическое волокно или медная витая пара. Рекомендуется построение промышленной локальной сети по оптическим каналам связи т.к. они обладают высокой пропускной способностью, высоким быстродействием и полным отсутствием влияния электромагнитных помех на качество связи. Для обеспечения высокой отказоустойчивости промышленной локальной сети следует использовать коммутаторы Ethernet c поддержкой протоколов RSTP, Turbo Ring, Super Ring и аналогичных.

Оперативно информационный и управляющий комплекс АСДУ состоит из серверов баз данных и устройств сбора данных. Промышленные контроллеры осуществляют сбор и промежуточную обработку информации, полученную с микропроцессорных устройств нижнего уровня. Для обеспечения высокой надежности системы требуется резервирование устройства сбора данных. Для интеграции с информационными системами программное обеспечение, установленное на промышленном контроллере, должно строиться по модульному принципу и поддерживать основные распространенные протоколы обмена МЭК 61850, ГОСТР МЭК 60870-5-104, OPC v.2 DA, Modbus и другие.


 

Сервер базы данных осуществляет хранение базы данных оперативных значений и архивной базы данных. Система управления базами данных должна обеспечивать накопление диспетчерской информации и предоставление на АРМ оперативного персонала. Прикладное программное обеспечение сервера строится по модульному принципу в рамках архитектуры клиент-сервер. В качестве базового транспорта между серверами и клиентами следует использовать протокол TCP/IP.

5_4

Для управления Диспетчерским щитом следует использовать выделенный сервер.

Программное обеспечение автоматизированных рабочих мест эксплуатационного персонала должно обеспечивать представление параметров текущего режима работы энергообъекта в виде мнемосхем, графиков, диаграмм, графических и табличных отчетов. Для формирования краткосрочных и долгосрочных прогнозов и оптимального планирования режимов целесообразна интеграция системы учета энергоресурсов и автоматизированной системы диспетчерского управления электростанции.

Система обеспечения единого времени должна получать сигналы точного времени со спутников ГЛОНАСС и синхронизировать системное время измерительных приборов, терминалов РЗА, приборов учета, устройств сбора данных, серверов базы данных и АРМ эксплуатационного персонала. Разница системного времени любых двух компонентов системы не должна превышать 1сек.

 

5.3.2 Внедрение современных устройств телемеханики


5_6

Существующие системы автоматизации не могут служить источником  данных для АСДУ, поскольку не обеспечивают требуемую «Правилами технической эксплуатации» точность измерений параметров электрической сети.

При реконструкции распределительных устройств необходимо использовать цифровые терминалы релейной защиты. Функции регистрации аварийных событий будут поставщиками информации для системы регистрации аварийных событий (РАС), кроме того по цифровому интерфейсу терминалов может быть собрана информация о положении коммутационных аппаратов. Такие терминалы уже установлены на ГТС-12 и ГТС-18. Для включения в АСДУ все цифровые терминалы релейной должны быть дооснащены модулем связи интерфейса RS-485 для сбора данных, а так же подключены к системе обеспечения единого времени по протоколу IRIG-B. Терминалы релейной защиты подключаются к релейным обмоткам трансформаторов тока с классом точности 10, что не позволяет их использовать в качестве источника данных о параметрах режима электрической сети.

В автономных системах электроснабжения всегда остро стоит вопрос обеспечения параметров качества электрической энергии согласно ГОСТ 13109-97. От этого зависит работоспособность оборудования электроустановок потребителей, величина потерь электроэнергии и экономичность режима электростанции.

Многофункциональные счетчики электрической энергии предоставляют возможность передачи в систему телемеханики информацию о токе напряжении, мощности, частоте, однако по скорости передачи не все приборы обеспечивают достаточно быстродействие и не обеспечивают требования ПТЭ по времени предоставления информации.

В случае, если счетчик электроэнергии обеспечивает функции мониторинга параметров качества электрической энергии, целесообразно использовать эти данные для оперативного мониторинга параметров качества. Такой подход позволит снизить затраты на создание автоматизированной системы за счет отдельных устройств контроля параметров качества электроэнергии, согласно ГОСТ 13109-97.

Для контроля параметров нормального режима работы и получения в АСДУ информации о состоянии основного оборудования и коммутационных аппаратов необходимо использовать многофункциональные измерительные преобразователи. Эти устройства подключаются к измерительным обмоткам трансформаторов тока, обеспечивают требуемую точность выполнения измерений параметров режима и время предоставления измерений.

5_8

 

Согласно ПУЭ, каждая электроустановка должны быть снабжена устройствами, по которым можно контролировать параметры работы оборудования на месте установки. В случае применения цифровых измерительных преобразователей эта задача решается применением электронных модулей индикации. Соответственно контрольные амперметры, вольтметры и ваттметры не требуются. Электронные модули индикации подключаются к измерительному преобразователю по цифровому интерфейсу и отображают ту же информацию что и аналоговые контрольные приборы в более удобном виде для оперативного персонала, а так же не требуют метрологической аттестации и поверки.

Измерительные преобразователи, счетчики электрической энергии, устройства контроля качества электрической энергии требуют метрологической аттестации и регулярной поверки. Применение современных устройств телемеханики снижает затраты на эту процедуру за счет увеличения межповерочного интервала.



5.3.3 Модернизация диспетчерского щита


Современные технологии позволяют оборудовать рабочее место диспетчера даже в небольшом помещении. Организовывать диспетчерскую следует после завершения реконструкции распределительного устройства ДЭС. При этом следует комплексно подходить к модернизации всего помещения диспетчерской, а не ограничиваться лишь установкой щита.

При создании станционного диспетчерского щита на ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция» 
возможны три подхода: классический, инновационный и комбинированный. Классический подход предполагает создание модульного мозаичного щита.

 

5_7

 

Полотно щита состоит из модульных металлоконструкций, поле набирается из мозаичных элементов с изображением элементов электрической сети. Цифро-графическая информация выводится на жидкокристаллические или светодиодные табло. Недостатками мозаичного щита являются: статическая картинка, маленькая маневренность, сложность отображения какой либо новой информации, основное преимущество - невысокая стоимость основных компонентов системы и высокая сейсмостойкость.

Основные поставщики такого оборудования - российские компании:
 ЗАО «Завод Электропульт»;  
 ООО «НТК-Интерфейс»; 
 ЗАО «Поиск»; 
 ЗАО «Системы связи и телемеханики».

Высокая наглядность предоставления данных, гибкость решения и единый подход к отображению любой информации выделяет инновационный подход. При этом диспетчерская оснащается применением современных средств отображения информации - видеокубов, плазменных или LCD панелей. Среди производителей такого оборудования нет российских компаний, однако полный комплекс работ по внедрению таких решений выполняют многие российские компании. Основные производители продукции для мультимедийных диспетчерских щитов: Panasonic, Mitsubishi, NEC, Barco. Первые диспетчерские такого исполнения появились 10 лет назад и в настоящее время число внедрений неуклонно растет.

Комбинированный подход позволяет создать модульный мозаичный щит, при этом часть поверхности щита отводится под мультимедийные панели для отображения диспетчерской информации. Основные параметры режима отображаются на статической мнемосхеме, однако если диспетчеру необходимо дополнительная информация по одному из элементов системы, он может вызвать ее на мультимедийный экран. Кроме этого экран может использоваться для вывода другой информации, которую на статическом мозаичном щите визуализировать невозможно.

Минимальная стоимость создания диспетчерского щита составляет 3 000 000 рублей.

Создание диспетчерского щита является одним из заключительных этапов внедрения автоматизированных систем управления «Нарьян-Марской электростанции».


 

6. Использование утилизации тепла на ГТЭС-12 и ГТЭС-18 с
целью теплоснабжения потребителей г.Нарьян-Мар


5_9

В настоящее время ГТЭС-12 и ГТЭС-18 «Нарьян-Марской электростанции» работают в «простом» цикле, т.е. ГТА, установленные на обоих очередях электростанции, вырабатывают только электроэнергию. При этом КПД или коэффициент использования топлива (КИТ) «простого» цикла составляет около 23%.

Одним из наиболее эффективных решений в современной энергетике является использование «когенерационного» цикла, при котором газотурбинный агрегат является источником как электрической, так и тепловой энергии. При этом блок газотурбинный двигатель-турбогенератор вырабатывает электрическую энергию, а котел-утилизатор, работающий на отходящих газах газотурбинного двигателя, вырабатывает тепловую энергию. Суммарный КПД или коэффициент использования топлива (КИТ) такого блока может составлять более 80%.

Поставщик газотурбинных агрегатов для «Нарьян-Марской электростанции», а также генеральный подрядчик строительства ГТЭС-12 и ГТЭС-18 - ОАО «Сатурн – Газовые турбины» имеет разработки, а также опыт строительства ГТТЭЦ с «когенерационным» циклом на базе газотурбинных агрегатов ГТА-6РМ.

В частности, по состоянию на 2009г., ОАО «Сатурн – Газовые турбины» построил порядка восьми ГТТЭЦ 12МВт с суммарной электрической мощностью 96МВт и суммарной тепловой мощностью 210,2Гкал. Подробная информация о проектах ГТТЭЦ, реализованных ОАО «Сатурн – Газовые турбины», находится на ихсайте.

Газотурбинный агрегат ГТА-6РМ согласно данных производителя имеет следующие тепловые характеристики: 
 Располагаемая тепловая мощность на выходе из газотурбинного агрегата «Q» (на номинальном режиме) - 28,2 Гкал/час. 
 Коэффициент использования топлива (КИТ) в «когенерационном» цикле - 85%.

Теоретически можно провести модернизацию «Нарьян-Марской электростанции» и оборудовать газотурбинные агрегаты ГТА-6РМ котлами утилизаторами, чтобы обеспечивать потребителей г.Нарьян-Мар тепловой энергией. Однако при этом потребуются значительные капитальные затраты на установку котлов, а также строительство новых тепловых сетей для подключения тепловых мощностей электростанции. В любом случае, техническая целесообразность и экономическая эффективность такого решения определяется Ктолько на основании разработки ТЭО и в рамках концепции определена быть не может.


7. Развитие электрических сетей от электростанции для
электроснабжения поселений НАО вдоль р.Печора


5_10

Развитие межпоселковых электрических сетей в бассейне р.Печора было рассмотрено в разделе 11 Том 2 концепции. В частности, в разделе был рассмотрен вопрос о создании нескольких центров генерации на базе газифицированных населенных пунктов округа. Одним из таких центров генерации может стать г.Нарьян-Мар.

В Томе 2 концепции было предложено использовать электрические сети с классом напряжения до 20кВ. При таком классе напряжения, а также существующих нагрузках поселков и сельских поселений округа возможно строительство сетей на расстояния до 50км. В радиусе 50км от г.Нарьян-Мар находятся: с.Тельвиска, с.Оксино, д.Устье, д.Макарово, п.Красное, д.Куя.

Строительство межпоселковых сетей на расстояния свыше 50км связано с переходом на класс напряжения 35кВ и 110кВ, что в свою очередь существенно увеличит капитальные затраты и соответственно срок окупаемости таких проектов.

Кроме того, следует отметить, что в случае разработки долгосрочной программы развития электрических сетей в бассейне р.Печора со строительством межпоселковых линий 35кВ и 110кВ, необходимо уделить особое внимание повышению установленной мощности «Нарьян-Марской электростанции».

Существующие мощности электростанции могут покрыть только нагрузку г.Нарьян-Мар и п.Искателей. В случае подключения дополнительных потребителей – поселков и сельских поселений в бассейне р.Печора, необходимо обеспечить строительство 3-й очереди «Нарьян-Марской электростанции».

В конечном итоге можно предложить 2 варианта развития электрических сетей в бассейне р.Печора.


Вариант 1.
Газификация центров муниципальных образований, с развитием в них центров генерации. Строительство от центров генерации межпоселковых сетей 10 и 20кВ на расстояние до 50км. Указанный вариант был рассмотрен в разделе 11 Том 2 концепции.


Вариант 2.
Создание крупного центра генерации в г.Нарьян-Мар на базе «Нарьян-Марской электростанции». Развитие межпоселковых сетей 35кВ и 110кВ от г.Нарья-Мар до центров муниципальных образований. Строительство от центров муниципальных образований межпоселковых сетей 10 и 20кВ на расстояние до 50км.

Оба варианта требуют разработки ТЭО, а также должны быть связаны с программой долгосрочного развития поселков и сельских поселений округа.

Светлое будущее

News image

Большую поддержку CSP получили от международной группы учёных и инженеров, называемой «Trans-Mediter...

Инструмент энергетической политики

News image

Государство может установить льготные энергетические тарифы для отдельных предприятий, продукция кот...