close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Отчет1111

код для вставкиСкачать
 История
История города Протвино и его энергетики начинается 13 марта 1958 года с Постановления Совета министров СССР, которым было предусмотрено создание в районе города Серпухова научного комплекса с мощнейшим в мире на то время ускорителем элементарных частиц (У-70) и жилого поселка на 50 тысяч жителей.
В 1959 году организована дирекция строящегося предприятия "Циклический ускоритель протонов на 50 миллиардов электрон-вольт", во главе которой стояли в первое время Александр Григорьевич Шленцов (1959-1961) и Николай Михайлович Мартовецкий (1961-1963). Это предприятие и получило вскоре общеизвестное наименование - институт физики высоких энергий (ИФВЭ).
12 декабря 1963 года в ИФВЭ был создан отдел главного энергетика (ОГЭ) во главе с его первым руководителем Валентином Ивановичем Лосевым. В дальнейшем этот пост занимали Вадим Владимирович Запольский, Игорь Анатольевич Гусев и, с 1982 года, - нынешний генеральный директор ОАО "ПРОТЭП" Вячеслав Андреевич Татаринцев.
В структуру нового отдела вошла служба теплоснабжения, которой руководил Валентин Павлович Кирюшин, служба электроснабжения под началом Анатолия Ивановича Никулина и служба водоснабжения, возглавляемая Петром Степановичем Набоковым.Энергетика новорожденного города развивалась стремительно. К концу 1963 года уже работали: котельная жилого поселка (на пересечении улиц Мира и Школьной);
электроподстанция РП-50;
первая очередь очистных сооружений;
первая очередь Калужского водозабора мощностью 5000 кубометров артезианской воды в сутки;
Многие километры инженерных сетей, без которых всё это хозяйство не может функционировать. Примерно в это же время заканчивалось строительство котельной технической площадки ИФВЭ. Горячая вода и тепло от нее начали поступать к 8 марта 1964 года. Первыми потребителями стали объекты бурно развивающегося института и жители Протвино (несколько жилых домов по улице Мира, школа № 1, деревянные бараки "нижнего" Протвино, где располагались клуб, столовая, здание управления и другие). Промышленных предприятий тогда ещё не было.
В 1967 году ускоритель У-70 был запущен. Одновременно с ним заработала первая очередь узла оборотного водоснабжения и котельная пионерского лагеря "Ветерок" с инженерными сетями.
В 70-е годы появились новые потребители услуг ОГЭ: завод нестандартного оборудования (ныне ОАО "Прогресс"), завод электромеханического оборудования (ЗЭМО), новые жилые дома, что привело к значительному увеличению нагрузок. В связи с этим были приняты решения о строительстве котельной № 2, о расширении водозабора и очистных сооружений.
После распада СССР, в 1995 году, в сложнейших экономических условиях, на базе ОГЭ было образовано энергетическое производство ИФВЭ со штатом около 500 человек и достигнута относительная экономическая самостоятельность, открыты собственные расчетные счета. Коллектив и технические наработки удалось сохранить. Но череда потрясений только начиналась. Денежные обороты энергетического производства в составе ИФВЭ составили столь значительную долю, что, по действующим тогда нормативным документам, институт мог утратить статус бюджетной организации. Кроме того, на институте висели огромные долги за потреблённые и не оплаченные городом энергоресурсы. По этим причинам руководством института, Минатома и Минимущества РФ в 2000 году было принято решение о создании Федерального государственного унитарного предприятия "Протвинское энергетическое производство" (ФГУП "ПРОТЭП") путем выделения его из состава института физики высоких энергий. Распоряжением Минимущества РФ было установлено, что ФГУП "ПРОТЭП" является правопреемником имущественных прав и обязанностей ИФВЭ. В переводе на общедоступный язык это означает, что энергопроизводство было волевым порядком отделено от института ВМЕСТЕ С КОЛОССАЛЬНЫМИ ДОЛГАМИ (в основном - перед "Мосэнерго"). Но и это не всё. Как упоминалось выше, предприятие было выделено из состава ИФВЭ вместе с многомиллионными долгами. Несмотря на то, что долги медленно, но верно погашались, "Мосэнерго" приняло неожиданное решение продать долговые обязательства ФГУП "ПРОТЭП" и его правопреемника МУП "ПРОТЭП" неким коммерческим структурам. Эти структуры не замедлили начать активные юридические действия по выколачиванию как самих долгов, так и накрученных на них процентов "за пользование чужими денежными средствами и пр.".
В сложившейся обстановке руководством области и города было принято решение об акционировании предприятия. В ноябре 2005 г. администрацией г. Протвино и ОАО "Московская областная инвестиционная трастовая компания" (ОАО "МОИТК") учреждено ОАО "ПРОТЭП". Учреждено "с нуля", без всякой правопреемственности, без долгов. Со стороны ОАО "МОИТК" в уставный капитал ОАО "ПРОТЭП" было перечислено 133 миллиона и одна тысяча рублей. Со стороны города в уставный капитал было внесено муниципальное имущество (очистные сооружения, котельная, Калужский водозабор, здание управления и др.) на ту же сумму без одной тысячи рублей. Персонал из МУП "ПРОТЭП" был переведён в ОАО "ПРОТЭП", а генеральным директором ОАО "ПРОТЭП" был назначен Вячеслав Андреевич Татаринцев. Далее - та же огромная работа "в режиме пожара" (см. выше). Кроме того, работа в форме ОАО подразумевает совершенно новые структуру, схему и органы управления - собрание акционеров и совет директоров, ведение реестра акционеров и др. Всему этому руководителю и специалистам предприятия пришлось обучаться "на ходу".Старые проблемы ушли - появились новые.
Структура предприятия:
Цех котельных и тепловых сетей обеспечивает потребителей города перегретым паром, горячей водой и теплом.
В главном корпусе установлено котельное оборудование, основным топливом которого является природный сетевой газ и резервным - мазут: 3 водогрейных котла КВГМ-100 и один КВГМ-50 общей мощностью 350 Гкал/час, 3 паровых котла ГМ-50 общей производительностью 150 тн/час. На территории котельной имеются также: газорегуляторный пункт (ГРП) с проектным давлением газа до 12 кгс/см. мазутное хозяйство с приемной эстакадой на 6 ж/д цистерны,
3 мазутные емкости объемом по 3000 м3 каждая,
химводоочистка (ХВО) производительностью 500 м3/ч,
9 металлических емкостей по 15 м3 для хранения серной кислоты, которая используется для регенерации Н-катионитовых фильтров.
скважина глубиной 1020 м для забора солевого раствора, используемый для регенерации Na-катионитовых фильтров ХВО.
Цехом водоснабжения и водоотведения (ЦВиВ) осуществляется добыча и подготовка питьевой воды на Калужском водозаборе, имеющем 17 артезианских скважин на двух горизонтах. Максимальная производительность - около 40000 м3/сутки. На водозаборе имеются:
2 машинных зала с 8 насосами 2-го подъема,
4 емкости по 1000 м3 каждая,
установка по обеззараживанию воды гипохлором натрия и установка по обеззараживанию ультрафиолетом установленные последовательно по ходу воды и дают 100% эффект её обеззараживания. Протяженность арендуемых сетей водопровода диаметром от 1200 мм до 100 мм составляет 70 км. На сетях установлено 7 водопроводных насосных станций 3 подъема с насосным оборудованием. Подача хозфекальных стоков на очистные сооружения осуществляется как по самотечному коллектору диаметром 1200 мм, так и с помощью 2-х канализационных насосных станций. Протяженность арендуемой хозфекальной канализации составляет 104 км, ливневой - 51 км. Обработка хозфекальных стоков производится на сооружениях биологической очистки, максимальная производительность которых - 30000 м3/сутки. Очищенные стоки сбрасываются в Протву после обеззараживания на ультрафиолетовых установках.
С целью улучшения процесса обезвоживания осадка в 2001 году были завершены работы по монтажу и наладке пресс-фильтра производительностью 10 м3 в час. Контроль качества очистки осуществляет химико-бактериологическая лаборатория, входящая в состав цеха и начавшая свою работу в 1962 году
Дочернее предприятие Реммехсервис (РМС) является вспомогательным, основной задачей которого является выполнение работ по изготовлению запчастей и приспособлений, ремонт запорной арматуры, в отдельных случаях привлекается к ремонту основного оборудования цехов, тепловых сетей города. Оснащён 36 единицами различного типа станков, газосварочным оборудованием. Участок механизации и автотранспорта (УМиАТ) осуществляет поддержание механизмов и транспорта в работоспособном состоянии, удовлетворение заявок цехов на специальную технику и транспорт Оснащён 26 единицами специальной техники: 8 экскаваторов, 6 тракторов, 5 компрессоров, 4 САК, 2 передвижных насоса, 1 кран СМК-7, автовышка, а также 20 единицами автотранспорта. Управление включает в себя: бухгалтерию, планово-экономический отдел, проектно-технический отдел, производственный отдел, отдел энергосбыта, финансовую группу, отдел АСУ, канцелярию, группу охраны труда, промышленной и экологической безопасности. Цех электрических сетей занимается ремонтом и обслуживанием системы электроснабжения г.Протвино и обеспечивает бесперебойное электроснабжение потребителей города и промышленной зоны. В эксплуатации по договору аренды находятся 94 трансформаторных и распределительных подстанций (на которых установлена из основного электрооборудования 251 выключатель нагрузки 276 масленный выключатель), 172 км высоковольтных кабельных линий напряжением 10 кВ, 123 км кабелей 0,4 кВ. 18 Распределительных трансформаторных подстанций (РТП) оснащены устройствами релейной защиты и автоматики на электро-механической, а так же электронной и микропроцессорной основе. Основными задачами цеха являются:
• Осуществление комплекса организационно и технологически связанных действий, обеспечивающих передачу электрической энергии через технические устройства электрических сетей к потребителям.
• Обеспечение надлежащего технического состояния и безопасной эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и сетей связи находящихся в эксплуатации ОАО "ПРОТЭП". Поддержание их в состоянии готовности к несению нагрузки и осуществлению передачи электрической энергии надлежащих параметров в установленных объемах.
• Обеспечение сохранности и рациональной эксплуатации электроустановок, закрепленных за цехом.
• Своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов, технического обслуживания и испытаний электроустановок электросетевого хозяйства и сетей связи в соответствии с актами разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности (далее - Акты разграничения). • Сохранение соответствия качества передаваемой электроэнергии требованиям ГОСТ 13109 -97.
• Развитие электросетей и сетей связи ОАО "ПРОТЭП".
• Оперативное обслуживание электроустановок.
• Соблюдение договорных отношений с энергосбытовой компанией и сторонними организациями в части, касающейся ответственности цеха.
• Обеспечение безопасных условий труда для работников, эксплуатирующих и обслуживающих оборудование электросетевого хозяйства.
• Решение иных задач в соответствии с целями общества.
Участок состоит из группы по ремонту силового оборудования, лаборатории КИП релейной защиты и автоматики и группы оперативного обслуживания с положения ЦЭС. Для эксплуатации высоковольтного оборудования и КЛ-10, 0,4 кВ приобретена современная ЭТЛ "ПРОТВА" на базе автомобиля "Газель". Одним из преимуществ высоковольтной лаборатории является отсутствие маслонаполненных аппаратов. С помощью лаборатории осуществляются следующие операции: • Измерение сопротивления изоляции.
• Измерение сопротивления цепи "фаза-нуль" и токов к.з.
• Проверка наличия цепи между заземлителями и заземляемыми частями электроустановок, измерение сопротивления заземлителей и заземляющих устройств.
• Испытание электрооборудования и в/в кабелей повышенным напряжением, прожиг и "трассировка" кабелей.
• Проверка действий автоматических выключателей.
• Проверка действий УЗО.
• Испытание электрозащитных средств.
• Испытание трансформаторного масла.
Организационная структура
Цеха электрических сетей ОАО "ПРОТЭП"
Всего50,25 чел.Руководители7 чел.Специалисты11 чел.Рабочие32,25 чел.
Начальник цеха
руков. - 1 чел.
Заместитель начальника цеха по оперативно-технологическому управлению
руков. - 1 чел.
Заместитель начальника цеха по эксплуатации и ремонту
руковод. - 1 чел
Кладовщик
рабоч. - 0,5 чел
Техник
спец. - 1 чел
ОПЕРАТИВНО -ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА
Начальник ОДС- 1 Инженер- 4
Электромонтер- 10 руковод. - 1 чел.
спец. - 4 чел.;
рабоч. - 10 чел.
ГРУППА УЧЕТА
Начальник группы - 1 Инженер - 2
Электромонтер - 1 руковод. - 1 чел.
спец. - 2 чел.; рабоч. - 1 чел.
УЧАСТОК СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И КС
Начальник участка - 1 руков. - 1 чел.
СЛУЖБА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Начальник службы - 1 руков. - 1 чел.
ГРУППА СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ Инженер - 1
Эл. монтер -10,25 спец. - 1 чел.
рабоч. - 10,25
ГРУППА СВЯЗИ
Инженер -1
Эл. монтер -1
спец. - 1 чел
рабоч. - 1 чел.
ГРУППА КАБЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ Инженер - 1
Эл. монтер -5
спец. - 1 чел
рабоч. - 5 чел.
ГРУППА ИСПЫТАНИЙ
Инженер - 1
Эл. монтер - 3
спец. - 1 чел
рабоч. - 3 чел.
ГРУППА РЗА
Инженер - 1
Эл. монтер - 2,5
спец. - 1 чел
рабоч. - 2,5 чел.
Основные задачи.
Основными задачами цеха являются:
• Осуществление комплекса организационно и технологически связанных действий, обеспечивающих передачу электрической энергии через технические устройства электрических сетей к потребителям.
• Обеспечение надлежащего технического состояния и безопасной эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и сетей связи находящихся в эксплуатации ОАО "ПРОТЭП". Поддержание их в состоянии готовности к несению нагрузки и осуществлению передачи электрической энергии надлежащих параметров в установленных объемах.
• Обеспечение сохранности и рациональной эксплуатации электроустановок, закрепленных за цехом.
• Своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов, технического обслуживания и испытаний электроустановок электросетевого хозяйства и сетей связи в соответствии с актами разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности (далее - Акты разграничения). • Сохранение соответствия качества передаваемой электроэнергии требованиям ГОСТ 13109 -97.
• Развитие электросетей и сетей связи ОАО "ПРОТЭП".
• Оперативное обслуживание электроустановок.
• Соблюдение договорных отношений с энергосбытовой компанией и сторонними организациями в части, касающейся ответственности цеха.
• Обеспечение безопасных условий труда для работников, эксплуатирующих и обслуживающих оборудование электросетевого хозяйства.
• Решение иных задач в соответствии с целями общества.
Основные функции
Основными направлениями деятельности цеха являются:
• Безопасная эксплуатация, ремонт и реконструкция электрооборудования подстанций, кабельных сетей и сетей связи.
• Участие в разработке планов работ по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию электросетей, сетей связи и мероприятий по увеличению надежности передачи электроэнергии и уменьшению потерь в электросетях.
• Участие в разработке и выполнение мероприятий по совершенствованию существующих схем электроснабжения и их перспективному развитию, подготовка предложений к техническим условиям на развитие электросетей.
• Приемка в эксплуатацию объектов после выполнения реконструкции, модернизации, строительно-монтажных, пуско-наладочных работ совместно с производственным отделом. • Приемка и оформление актов допуска в эксплуатацию электроустановок новых потребителей мощностью до 100кВт напряжением до 1000В с категорией надежности электроснабжения III совместно с проектно-техническим отделом. • Разработка и внедрение мероприятий по увеличению надежности работы электрооборудования и электрических сетей.
• Внедрение новой техники, передовых методов обслуживания электрохозяйства, научной организации труда в цехе в соответствии с требованиями безопасности.
• Разработка технической документации, необходимых инструкций и положений (в пределах, касающихся деятельности цеха).
• Организация и своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов.
• Оперативно-диспетчерское обслуживание электроустановок, организация оперативного управления и ведения на объектах электросетевого хозяйства.
• Осуществление проверки и замены приборов и средств учета находящихся на балансе общества согласно установленным срокам межповерочного интервала. • Обеспечение сохранности приборов и средств учета электрической энергии, установленных в сети, а также работоспособности приборов и средств учета, находящихся на балансе.
• Сбор сведений и формирование отчетов по показаниям приборов коммерческого учета и данным АСКУЭ, установленных на объектах.
• Требование от сбытовых, сетевых огранизаций и потребителей проверки работоспособности и замены приборов учета, находящихся на их балансе, согласно установленным срокам межповерочного интервала.
• Осуществление совместно со сбытовой компанией приема в эксплуатацию и пломбирование приборов учета потребителей.
• Составление балансов электрической энергии и оценка фактических потерь электроэнергии в сети.
• Контроль за выполнением подчиненным персоналом установленных обязанностей по охране труда, пожарной безопасности, пром.санитарии; за соблюдением производственной дисциплины, порядка и Правил внутреннего трудового распорядка.
• Разработка, согласование и утверждение инструкций по охране труда и их пересмотр, проведение в установленные сроки всех видов инструктажей по ОТ.
• Составление списков работников для прохождения периодических медицинских осмотров и обеспечение их явки в соответствии с графиком прохождения.
• Организация обучения и проверки знаний по электробезопасности и охране труда.
• Организация предоставления рабочим спецодежды, спецобуви и других СИЗ в соответствии с действующим законодательством.
• Организация своевременного выполнения мероприятий, отмеченных в актах проверок состояния охраны труда и промышленной безопасности, в предписаниях надзорных органов. • Организация своевременного выполнения требований пожарной безопасности, предписаний, постановлений и иных законных требований государственных инспекторов по пожарному надзору, в части, касающейся ответственности цеха.
• Организация безопасного проведения сварочных и огневых работ на объектах цеха в соответствии с Правилами пожарной безопасности в Российской федерации (ПБ -1-03). • Принятие мер по недопущению работ в условиях, опасных для здоровья работающих; недопущение эксплуатации электрооборудования или производство работ на отдельных участках, если выполнение работы на них угрожает жизни, здоровью работающих и приводящих к возникновению аварий или пожара, с уведомлением об этом главного инженера ОАО "ПРОТЭП".
• Участие в комиссии по расследованию несчастных случаев, происшедших на производстве, а также при расследовании аварий или технологических нарушений на электросетях.
• Организация расследований, учета и анализа причин аварий, инцидентов и несчастных случаев на объектах электрических сетей и принятие необходимых мер по их устранению.
• Принятие мер по предотвращению незаконного подключения к сетям, при необходимости (по согласованию с поставщиком электроэнергии) введение режимов ограничения потребления электроэнергии или производство отключения потребителей.
• Ежегодный пересмотр однолинейной схемы электрической сети, внесение изменений, произошедших за истекший период времени. • Организация испытаний индивидуальных предохранительных приспособлений и средств защиты от поражения электрическим током (диэлектрические перчатки, коврики, штанги и т.п.) в соответствии с действующими нормами.
Теория передачи электрической энергии
Основные понятия, термины и определения
Электростанция - электроустановка, служащая для производства (генерации) электрической энергии в результате преобразования энергии, заключенной в природных энергоносителях (уголь, газ, вода и др.) при помощи турбо- и гидрогераторов.
Подстанция - электроустановка, предназначенная для приема, преобразования (трансформации) и распередения электроэнергии, состоящая из трансформаторов (автотрансформаторов) и других преобразователей ЭЭ, распределительных и вспомогательных устройств. В зависимости от назначения подстанции выполняются трансформаторными или преобразовательными - выпрямительными, двигатель-генераторными и др. Подстанция может быть повышающей (повысительной), если преобразование величины напряжения переменного тока осуществляется с низшего напряжения на высшее (подстанции электростанций) и понижающей (понизительной) - в случае трансформации высшего напряжения на низшее (подстанции предприятий городов и др.).
Центр, источник электропитания - источник ЭЭ, на сборных шинах (зажимах) которого осуществляется автоматическое регулирование режима напряжения. Наряду с электростанциями, это шины подстанций с трансформаторами оснащенными регуляторами напряжения под нагрузкой (РПН), регулируемыми источниками реактивной мощности, линейными регуляторами и др.
Распределительное устройство (РУ) - электроустановка, входящая в состав любой подстанции, предназначенная для приема распределения электроэнергии на одном напряжении (до 1000 В и более). РУ содержат коммутационные аппараты, устройства управления, защиты, измерения и вспомогательные сооружения.
Наряду с подстанциями, электрическая энергия может распределяться на распределительных пунктах - устройствах, предназначенных для приема и распределения ЭЭ на одном напряжении (без трансформации) и не входящих в состав подстанции.
Линия электропередачи (ЛЭП) - электроустановка, предназначенная для передачи электрической энергии на расстояние с возможным промежуточным отбором. Линии выполняют воздушными, кабельными, а так же в виде токопроводов на промышленных предприятиях и электростанциях и внутренних проводок в зданиях и сооружениях.
Электропередача - это линия с повышающей и понижающей подстанциями, служащая для транзитной передачи электроэнергии от станции к концентрированному потребителю, получающему электроэнергию от шин низшего напряжения понижающей подстанции.
Электрическая сеть - объединение преобразующих подстанций, распределительных устройств, переключательных пунктов и соединяющих их линий электропередачи, предназначенных для передачи ЭЭ от электростанции к местам потребления и распределения ее между потребителями. Электрическая сеть эквивалентна развитой высоковольтной сети электропередач. Отдельная электропередача в узком смысле представляет собой электрическую сеть. Развитая электрическая сеть как по составу электроустановок, так и по функциональному назначению образует систему передачи и распределения электроэнергии.
Доставка ЭЭ от электростанции к электроприемникам в общем случае осуществляется сетями различного класса номинального напряжения, т.е. выводы генераторов на электростанциях и электроприемников разделяют сети нескольких ступеней трансформации. На рис. 1.2 представлена принципиальная упрощенная схема ередачи и распределения станции ЭС к электроприемникам ЭП имеет пять линий различного класса напряжения и пять подстанций (ПС1 - ПС5), ступеней трансформации. Например, если подстанция ПС соединяет выводы генератора с ЛЭП 500кВ, то возможными напряжениями линий последующих ступеней будут 220(330), 110 (150), 35, 10, 0,38кВ. Чем ниже напряжение сети, тем больше оличество линий она имеет и тем меньшая мощность передается по каждой из них.
Электрические сети ОАО "ПРОТЭП"
Электрические сети ОАО "ПРОТЭП" в своем составе имеют высоковольтные сети 10кВ и низковольтные сети в 0,4кВ, выполненные кабельными линиями с бумажным массляннопропитанной изоляцией, а так же пласстмасовой изоляцией. В состав оборудования подстанции входят и масленые и выкоомные выключатели, разъединители, силовые трансформаторы 10/0,4кВ, выключатели нагрузки, предохронители, устройства релейной защиты и автоматики, шинопроводы, системы питания оперативным током, конденрсаторные установки для компенсации реактивной мощности, измерительные трансформаторы, трансформаторы и сети собственных нужд подстанции.
Ниже приведина схема основных распределительных сетей 10кВ с балансовой принадлежностью.
Автоматизация электрических сетей.
Основным направлением автоматизации электрических сететй является создание и развитие единых распределительных автоматихированных систем диспетчерского и технологического управления (АСДТУ) электрическими сетями. В состав АСДТУ электрических сетей входят: АСДУ электрических сетей, базирубщаяся на диспетчерском пункте электрических сетей, соотвествующих средствах сбора и отображения информации; АСДУ районов электрических сетей (РЭС); АСУТП подстанций.
Автоматические устройства в городских электрических сетях должны удовлетворять требованиям надежности действия, обеспечиваемым применением наиболее простых схем, наименьшего количества аппаратов, цепей, контактов и движущихся частей, а также применением наиболее надежных по принципу действия приборов. Выбор автоматических устройств должен учитывать условия технико-экономической эффективности их использования.
Автоматические устройства с учетом привода выключателя, на который они воздействуют, выполняют таким образом, чтобы исключалась возможность более чем однократного включения на короткое замыкание как при нормальной работе схемы автоматики, так и при отказе любого контакта в схеме устройства. При этом считают, что отказ вспомогательного контакта привода выключателя сопровождается отказом всех контактов, закрепленных с ним на одном валу.
Автоматизация электроснабжения электроприемников I категории решается только применением устройств автоматического включения резерва (АВР), причем устройства АВР предусматриваются непосредственно на вводе к электроприемнику.
Автоматизация электроснабжения электроприемников II категории решается в зависимости от технико-экономической эффективности этих мероприятий. Принципы автоматизации при этом могут быть различными: устройства АВР, применение замкнутых сетей 0,4 кВ и др.
Питающие сети 10(6) - 20 кВ выполняют с автоматическим резервированием в РП. При этом допускается однократное автоматическое включение на поврежденные сборные шины РП или ТП.
Расстановку устройств АВР в городских электрических сетях согласуют с размещением устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) так, чтобы действием АВР не ликвидировалось снижение общей нагрузки сети, которое может иметь место при действии АЧР.
Устройства АВР запускаются в. работу при исчезновении напряжения на резервируемом элементе, вызванном любой причиной, включая короткое замыкание на нем. Возврат к нормальной схеме может быть автоматическим и неавтоматическим. Устройства АВР обеспечивают однократность действия, при этом резервный источник включают только после отключения выключателя рабочего элемента со стороны шин потребителя. Для ускорения отключения резервного элемента при включении его на неустранившееся короткое замыкание предусматривают ускорение защиты резервного элемента после срабатывания устройства АВР.
Пусковой орган минимального напряжения, контролирующий наличие напряжения на рабочем элементе, выполняют таким образом, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного предохранителя в цепи трансформатора напряжения.
Контроль напряжения на резервном элементе в устройствах АВР одностороннего действия выполняется на одном реле напряжения. Устройства АВР двухстороннего действия не работают, если схемой автоматики одновременно фиксируется исчезновение напряжения хотя бы на одной фазе обоих контролируемых элементов.
В устройствах АВР обеспечивается контроль состояния выключателей, на которые они воздействуют, и их приводов.
Действие устройства АВР имеет смысл при наличии напряжения на резервном источнике питания, в связи с чем в пусковой орган АВР включают максимальное реле напряжения, контролирующее наличие напряжения на резервном источнике питания. Устройство АВР должно иметь минимально возможное время срабатывания при аварийном отключении выключателя рабочего питания. В этом случае резервный источник питания должен включаться немедленно, а продолжительность перерыва питания будет определяться в основном собственным временем включения резервного выключателя (0,4-0,8 с).
Автоматические выключатели, коммутирующие линии, отходящие от ЦП и РП, оборудуются устройствами автоматического повторного включения (АПВ). Кратность действия и длительность бестоковых пауз АПВ определяют в каждом конкретном случае, исходя из состояния линий, подстанций и пр. Автоматические выключатели воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий оборудуют устройствами двукратного АПВ, а кабельных - однократного АПВ.
Время бестоковой паузы первого цикла АПВ, если" его выбор не связан со специальными требованиями, должно быть не менее 1 - 2 с. Время бестоковой паузы второго цикла АПВ должно быть не менее 10-15 с с учетом времени возведения привода.
В табл. 1 и на рис. 1 приведены варианты автоматизации городских электрических сетей напряжением 10(6) -20 кВ.
Таблица 1. Варианты автоматизации городских электрических сетей 10(6)-20 кВ
Краткое описание схемы
Вариант автоматизации
Рис. 1
Питающие сети
Две раздельные линии от разных секций шин одного или разных ЦП. Сборные шины РП с секционным выключателем (СВ)
АВР на секционном выключателе с
автоматической разгрузкой по току или
без разгрузки
а
Две раздельные линии от разных секций
шин одного или разных ЦП. Одна линия
основная, вторая - резервная. Сборные шины РП без секционного выключателя
АВР на выключателе резервной линии
6
Две параллельно работающие линии от
секций шин ЦП
Максимальная направленная токовая
защита
в
Три отходящие линии, из которых две
АВР на секционном выключателе. Максимальная направленная токовая защита
двух параллельных линий
г
работают параллельно. Сборные шины РП
с секционным выключателем
Распределительные сети
Радиальная нерезервируемая линия
АПВ на головном участке сети
д
Петлевая разомкнутая сеть с перемычками, Потребители I категории
1) АВР на секционном , выключателе
двухтрансформаторной ТП2
2) АВР на выключателе резервного ввода на однотрансформаторной ТП
е
Многолучевая, двухлучевая; ТП двухтрансформаторная
АВР на секционном выключателе двух
трансформаторной подстанции
ж
Радиальная нерезервируемая с делительной ТП
Автоматическое секционирование в ТП
на выключателях нагрузки (В2, ВЗ, В4), АПВ на головном выключателе линии В1
3
В эксплуатируемых городских электрических сетях наибольшее распространение получили следующие решения: структура сети - двухзвенная; питание РП осуществляется по двум раздельным линиям с секционным выключателем (ВМ) (по проектным данным - 67,2 %, по данным опроса - 70%) или по одной основной линии и одной резервной (соответственно 4,4 и 19,4%); распределительные сети 10(6) -20 кВ выполняются по радиальной, нерезервируемой схеме (по данным опроса - 45,8 %) или по петлевой, разомкнутой с перемычками (46,0%).
сети 10-20 кВ
Рис. 1. Варианты сетей 10(6)-20 кВ: ДТП - делительная ТП; Bl. В2 - линейные выключатели
В автоматизированных распределительных сетях предусматриваются телемеханические устройства для диспетчерского контроля основного коммутационного оборудования ЦП и РП, от которых осуществляется питание таких сетей. Объем телемеханизации распределительных сетей определяют совместно с объемом их автоматизации. Телемеханизация ЦП и РП включает:
телесигнализацию положения основного коммутационного оборудования; телеизмерение нагрузок и напряжения; аварийно-предупредительную сигнализацию в минимальном объеме, но не менее двух общих сигналов - авария, неисправность; телеуправление (одна общая команда) для гражданской обороны. При применении автоматизированных систем диспетчерского управления в городских электрических сетях при соответствующих обоснованиях допускается телеуправление выключателями отходящих линий. В качестве каналов связи для телемеханики используют городские телефонные сети. При необходимости допускается применение специально прокладываемых линий связи.
АВТОМАТИЗАЦИЯ СЕТЕЙ 0,4 кВ
Варианты сетей 0,4 кВ
Рис. 2. Варианты сетей 0,4 кВ
Основным элементом автоматизации распределительных сетей напряжением до 1 кВ, как правило, являются устройства АВР, обеспечивающие требуемую надежность электроснабжения электроириемников I категории.
Повышение Надежности электроснабжения электроприемников в районах с малоэтажной застройкой (не выше 5 этажей) с однотрансформаторными подстанциями может быть достигнуто за счет применения замкнутых сетей напряжением до 1 кВ. Для успешного внедрения замкнутых сетей необходимо питать сеть от одной секции шин 10(6) - 20 кВ ЦП; иметь две-три линии напряжением 10(6) - 20 кВ и разветвленную кабельную сеть напряжением до 1 кВ.
В устройствах АВР предусматривают электрическую или механическую блокировку от одновременного включения обоих вводов.
При работе на резервном питании должна быть исключена возможность многократной коммутации токов короткого замыкания аппаратом резервного ввода при отсутствии основного питания.
В табл. 2 и на рис. 2 приведены рекомендуемые варианты автоматизации сетей 0,4 кВ.
Таблица 2. Варианты автоматизации городских электрических сетей 0,4 кВ
Схемы
Варианты автоматизации
Рис. 2
Замкнутые
Автоматические выключатели обратной
мощности
а
Многолучевая; двухлучевая на стороне высокого напряжения; преимущественно
двухлучевая на стороне низкого напряжения
АВР на стороне 0,4 кВ с использованием
автоматических выключателей (СА - секционный автоматический выключатель)
б
То же
АВР на стороне 0,4 кВ с использованием контакторов (К], К2)
в
Независимо от схемы высокого напряжения при питании потребителей I категории
а) АВР на стороне 0,4 кВ с резерв
ной линии непосредственно в ТП
б) АВР на стороне 0,4 кВ с резерв
ной линии к вводу потребителя
-
АВТОМАТИЗАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЦИФРОВЫХ РЕЛЕ
В предыдущих разделах были показаны возможности средств автоматизации по снижению времени восстановления внезапно прерванного электроснабжения потребителей, причем либо всех потребителей (с помощью АПВ, АВР при неустойчивых повреждениях и достаточных способностях резервного источника питания), либо части потребителей путем отделения поврежденного участка средствами автоматического секционирования и последующего автоматического восстановления электроснабжения остальных потребителей. Таким образом, выявляется прямая зависимость между затратами на автоматизацию сети 3, руб, или долл., и временем перерыва электроснабжения Т, ч. Из выражения (6) видно, что уменьшение времени Т в значительной мере уменьшает ущерб у потребителей, возникающий при отсутствии электроснабжения. Подобные зависимости T=f(3), построенные на основании опыта автоматизации распределительных сетей в европейских странах, представлены в материалах СИГРЭ 93 и частично опубликованы в журнале "Электрические станции" (№ 7, 1994 г.). На рис. 19 представлена в общем виде одна из таких зависимостей без указания конкретных значений Ги 3, из которой видно, как время перерыва электропитания Т может быть снижено от нескольких часов до нескольких секунд путем увеличения затрат
3 На оборудование, необходимое для скорейшего восстановления электроснабжения потребителей.
На рис. 19 условно показаны возрастающие затраты 3 на приобретение, установку и обслуживание соответствующих технических средств: простых секционирующих разъединителей Р, индикаторов тока КЗ И, автоматических выключателей нагрузки ВН, секционирующих выключателей СВ.
Более совершенное техническое средство требует увеличения затрат 3. Для автоматического восстановления электропитания необходимы ВН и СВ, однако и индикаторы КЗ в сочетании с секциониру-
Ющими разъединителями могут существенно ускорить восстановление электроснабжения большого числа потребителей.
Без автоматизации время восстановления электроснабжения измеряется минутами и десятками минут. Например, в том же № 7 журнала "Электрические станции" (1994 г.) приводятся средние значения времени перерыва электроснабжения Т (рис. 19) в зависимости от использования тех или иных видов технических средств, предназначенных для снижения этого времени:
Тmax = 1,5 ч в год для сетей среднего напряжения, если на каждой второй подстанции установлен разъединитель (Р на рис. 19);
Т- 0,25 - н 0,3 ч в год при установке индикаторов КЗ (И на рис. 19) с передачей информации по каналу связи и использовании выключателей нагрузки {ВН на рис. 19) лишь на отдельных подстанциях;
Tmm = 0,1 н- 0,15 ч при установке на всех трансформаторньК подстанциях сети (соответствует нашим подстанциям 10/0,4 кВ) и индикаторов КЗ и выключателей нагрузки.
Таким образом, время Гможет быть снижено в 10 - 15 раз при соответствующих затратах. При этом надо учесть, что приведенное наибольшее значение Ттах = 1,5 ч характерно для таких европейских стран, как Германия, Чехия ит. п., адля России вре-мя Ттах может иметь гораздо большее значение, если не установлены индикаторы КЗ и выключатели нагрузки, но будут иметь место примерно такие же среднеевропейские значения Ттт при использовании этих простейших устройств автоматизации распределительных сетей. Следовательно, эффект снижения значения Т будет еще более значительным.
Не боясь повторения, еще раз подчеркнем Преимущества цифровых устройств РЗА для комплексной автоматизации распределительных электрических сетей. Наряду с таким важнейшим свойством цифровых (микропроцессорных) устройств РЗА, как непрерывная самопроверка исправности, отметим их способность Запоминания события, например, факта прохождения тока КЗ, способность автоматически изменять уставки срабатывания РЗ при изменении режима питания или при АПВ защищаемой линии. Малое потребление мощности от первичных преобразователей тока дает возможность использовать наряду с традиционными электромагнитными ТТ малогабаритные воздушные ("катушки Роговского" [10]).
Далее приведены примеры технико-экономического обоснования внедрения цифровой техники РЗА и соответствующего коммутационного оборудования в распределительных сетях 6-110 кВ с основной целью снижения времени перерыва электроснабжения и, следовательно, уменьшения ущерба у потребителей электроэнергии из-за отсутствия электроснабжения.
4.7. Примеры технико-экономического обоснования автоматизации распределительных сетей с помощью современной цифровой аппаратуры РЗА в сочетании с современными коммутационными аппаратами.
4.7.1. Пример технико-экономического обоснования автоматического секционирования BJ1 10 кВ путем установки на одном из ответвлений автоматического выключателя (более дорогой вариант) или выключателя нагрузки, который отключается в бестоковую паузу (более дешевый вариант). При устойчивом КЗ на рассматриваемом ответвлении (рис. 20) в первом варианте все остальные потребители не теряют питания, во втором - теряют на несколько секунд, необходимых для отключения ВН В бестоковую паузу после отключения головного выключателя ЛЭП (ГВ).
Основная цель автоматического секционирования - предотвращение ущерба от недоотпуска. Ущерб Эу с подсчитывается по выражению, аналогичному (1), (5), (6), но без учета постоянной составляющей (для упрощения):
Где Ум - переменная составляющая удельного ущерба на 1 кВт • ч недоотпущенной электроэнергии, принятая в данном
Примере равной 6 долл. США/кВт • ч; S\ - суммарная номинальная мощность всех трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к рассматриваемой ВЛ 10 кВ от ее начала до места установки секционирующего выключателя СВ или выключателя нагрузки ВН, кВ • A; cos ф - коэффициент мощности, принимаемый в среднем 0,8 н - 0,85; Кот - коэффициент одновременности (спроса); Т0 - время перерыва электроснабжения из-за устойчивых повреждений, отнесенное к 1 км линии, ч/км; /ц - общая длина ответвления после места установки СВ или ВН, км (рис. 20).
Из выражения (7) видно, что экономический эффект от автоматического секционирования Эу с будет тем больше, чем больше произведение Sihi-
Приняв для данного примера числовые значения St = = 500 кВ • А, /п = 35 км, Г0 = 1,2 ч/км, £одн = 0,5, получим Эу с = = 50 тыс. долл. США.
Допустим, что ориентировочная стоимость автоматического ВН с индикатором тока также равна 50 тыс. долл. США. Но эти затраты следует разложить на несколько лет, например, 8 лет (принятый срок окупаемости). Тогда по выражению (2) экономический эффект определяется как положительный:
Вероятность срабатывания установленного выключателя нагрузки можно определить по приведенному выше значению потока устойчивых отказов (т. е. устойчивых повреждений) на 100 км воздушных сетей 10 кВ в год (7,6 1 /год по [ 13]) и принятой в этом примере длине ответвления /ц = 35 км:
В течение принятого срока окупаемости 8 лет можно предположить, что установленный выключатель нагрузки будет работать более чем 20 раз. При этом предположении будет предотвращен ущерб от недоотпуска электроэнергии указанным в этом примере потребителям на несколько сот тысяч долларов.
4.7.2. Пример технико-экономического обоснования сетевого автоматического резервирования (сетевого АВР) в сочетании с автоматическим секционированием резервируемой ВЛ 10 кВ. На рис. 21 приведена часть воздушной сети 10 кВ с двусторонним
Питанием с нормально отключенным выключателем ВЗнА пункте /16Я. Схема на рис. 21 является частью схем резервированных сетей, приведенных на рис. 4 и рис. 10, В.
Определим Возможный экономический ущерб у потребителей для случая, когда по какой-то причине не предусмотрено автоматическое секционирование, т. е. не установлен секционирующий выключатель В2. П ри Устойчивом КЗ в любой точке общей линии Л1 + Л2 (1г = 22 км) теряют электропитание потребители с номинальной суммарной мощностью Sz = S\ + S2 = 600 + 600 = = 1200 кВ • А, таккакдействие/15/>притаком КЗ будет неуспешным. Тогда по выражению (7) ущерб у потребителей:
Вероятность устойчивого повреждения на BJT 10 кВ длиной 22 км по данным [13]: Р = 7,6 • 22/100 = 1,67 1/год. По данным 1990 г. фирмы ОРГРЭС(см. выше): Р - 4,9 • 22/100 = 1,08 1/год.
По этим данным по меньшей мере 1 раз в год такое устойчивое повреждение может произойти. На его поиск и ликвидацию может быть затрачено в среднем более 26 ч и ущерб у потребителей составит 76 тыс. долл. Эта сумма значительно превышает стоимость установки ячейки секционирующего выключателя на этой линии.
Поэтому необходимость приобретения и установки пункта секционирования может быть подтверждена соответствующим технико-экономическим обоснованием. Если потребитель не соглашается на перерыв питания продолжительностью 15 - 20 с, установка выключателя нагрузки нецелесообразна. При выборе секционирующей ячейки (КРУ) с выключателем, способным отключать токи междуфазных КЗ, необходимо предусмотреть цифровую РЗ, имеющую два набора уставок и функцию пере-
Ключения реле с одного набора на другой перед включением выключателя ВЗНа пункте сетевого АВР. Поясним такую необходимость. В нормальном режиме питания сети от источника А (рис. 21) время срабатывания РЗ на головном выключателе В1 Должно быть больше, чем у РЗ на В2, а у РЗ на 52- больше, чем у РЗ на ВЗ.
В случае устойчивого КЗ на Л1 отключается В1 (головной выключатель), происходит его неуспешное АПВ, затем включается ВЗ (АВР), после чего необходимо обеспечить работу РЗ на В2 С меньшим временем, чем у РЗ на ВЗ. Это может быть выполнено вторым набором уставок РЗ на В2, который должен быть уже задействован.
В результате потребители, подключенные к поврежденной Л1, Окажутся обесточенными, но потребители, подключенные к Л2, Не потеряют электропитание.
Предотвращенный ущерб у потребителей, подключенных к Л2, определяется по выражению (7):
Вероятность устойчивого повреждения наВЛ 10 кВЛ7 длиной 10 км в сельской местности колеблется от 0,49 до 0,76 1/год, т. е. примерно 1 раз в 2 года. Таким образом, установка секционирующего выключателя окупится примерно за 2 года. А за 8 лет (период окупаемости, принятый в СССР) - окупится многократно. К этому надо еще добавить неучтенную нами сумму предотвращенного ущерба у потребителей, подключенных к Л1, В случаях устойчивого КЗ на Л2 при работе сети на рис. 21 в нормальном режиме:
Вероятность устойчивого КЗ на Л2 длиной 12 км примерно такая же, как для Л1, т. е. примерно 1 раз в 2 года.
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
105
Размер файла
635 Кб
Теги
отчет1111
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа