Пояснительная записка (1226912), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

- номинальная мощность,

- номинальное напряжение,

- номинальное низкое напряжение,

- потери холостого хода,

- потери короткого замыкания,

- напряжение короткого замыкания,

- ток холостого хода,

Выбираем два трансформатора (один в работе, другой в резерве), подключенные к шинам 6 кВ.

Выбор кабеля произведем по [3, 4].

Определим максимальный рабочий ток вторичной обмотки ТСН по которому будем выбирать кабель, А

, (6.12)

где S_ТСН – номинальная мощность ТСН, кВА; К_пер – коэффициент перегрузки, равный 1,3; U_н – номинальное напряжение шин собственных нужд, кВ.

.

Выбираем четырехжильный кабель с медными жилами сечением 185 мм². Длительно допустимый ток такого кабеля ,[4].

Кабель соответствует условию

(6.13)

Для данного кабеля согласно [4,]:

7 РАЗРАБОТКА АИИС КУЭ ДЛЯ ПОДСТАНЦИИ

7.1 Цели и задачи коммерческого учета

Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение продавцами, покупателями, оператором торговой системы (оператор торговой системы (в конкурентном рынке – администратор торговой системы) – специализированное юридическое лицо, осуществляющее организацию договорных отношений и финансовых расчётов между субъектами оптового рынка [9]) и другими заинтересованными участниками оптового рынка достоверной, соответствующей действующим нормативным документам, информации о поставке товарной продукции (электроэнергии, мощности) для организации коммерческих расчетов в соответствии с правилами работы оптового рынка электроэнергии.

Данные коммерческого учета могут быть использованы также и для решения технических, технико-экономических и статистических задач, как самого субъекта оптового рынка (субъект оптового рынка – юридическое лицо, вырабатывающее, транспортирующее или потребляющее электроэнергию, являющееся продавцом или покупателем электроэнергии на оптового рынка, согласно постановления Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации [9]), так и на всех уровнях иерархии управления энергетическим производством.

Коммерческий учет для определения движения товарной продукции должен быть автоматизированным и охватывать весь объём потребления, передачи и отпуска в натуральном выражении (при не возможности, это должно быть оговорено договором поставки). При этом информация не автоматизированного коммерческого учёта должна заноситься в базу данных АИИС КУЭ вручную, с периодичностью, определяемой расчетным периодом и договором с Оператором торговой системы.

Организация коммерческого учета (в т.ч. АИИС КУЭ) должна осуществляться, как правило, собственником энергообъекта (энергообъектов) по техническим условиям (ТУ) оператора торговой системы.

К АИИС КУЭ субъекта оптового рынка, по согласованию с их собственником, могут быть предъявлены дополнительные технические требования со стороны органов управления энергетическим производством (в т.ч. органов оперативно-диспетчерского управления) по объему и периодичности передаваемой информации. В этом случае реализация данных технических требований (сверх требований организации коммерческого учета на оптовом рынке) должна производиться за счет средств органов предъявляющих эти требования.

Оснащение средствами коммерческого учета оптового рынка энергообъектов, независимо от их формы собственности и балансовой принадлежности, должно осуществляться на всех границах их балансовой принадлежности с энергообъектами других собственников. Центры сбора информации АИИС КУЭ сетей РАО "ЕЭС России" устанавливаются в соответствующих региональных подразделениях этих сетей (МЭС).

Оператор торговой системы имеет право проводить выборочные проверки параметров качества электроэнергии в зонах поставки на соответствие ГОСТу 13109-97.

7.2 Расположение технических средств коммерческого учета на

оптовом рынке электроэнергии (мощности)

Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АИИС КУЭ и находит отражения в договорах. Порядок обмена коммерческой информацией на оптовом рынке определяются договорными отношениями между субъектами рынка и оператора торговой системы.

Системы коммерческого учета (в т.ч. АИИС КУЭ) субъектов рынка должны создаваться таким образом, чтобы сечение поставки и сечение учета для них совпадали (сечение поставки представляет собой совокупность всех элементов сети, на которых расположены точки поставки для субъекта оптового рынка; сечение учета - совокупность всех элементов сети, на которых находятся точки учета, обеспечивающие полную наблюдаемость коммерческих перетоков электроэнергии субъекта оптового рынка), а на каждую зону поставки приходилось две зоны учета по обе стороны от зоны поставки.

Данное требование необходимо реализовать в целях резервирования средств коммерческого учета, контроля достоверности информации и возможности расчетного определения потерь электроэнергии (мощности) в элементах сети.

Сечения поставки и учета могут не совпадать, а субъект оптового рынка может иметь только одну зону учета, что отражается в договоре поставки с Оператором торговой системы оптового рынка.

При расчетах субъекта рынка по двухставочному тарифу временно, до ввода в эксплуатацию АИИС КУЭ, допускается использование информации о фактических среднечасовых значениях мощности в контрольные часы суток на основе телеизмерений мощности из ОИК, но не более 6-и месяцев, что должно определятся в договорах поставки по согласованию с оператором торговой системы.

В целях достоверизации показаний приборов учета на элементах сети, входящих в сечение поставки, на остальных присоединениях системы шин (секции), от которой отходят данные элементы сети, должны устанавливаться измерительные комплексы средств технического учета для составления баланса по системе шин (секции) не реже одного раза в месяц.

С целью контроля достоверности коммерческого учёта на энергообъектах субъектов оптового рынка должно проводится периодическое измерение небаланса электроэнергии и мощности (по системам шин или ВЛ в соответствии с договором).

По согласованию между оператором торговой системы и субъектом оптового рынка допускается устанавливать в зоне поставки стационарные технические средства контроля качества электроэнергии.

7.3 Архитектура АИИС КУЭ на оптовом рынке

В связи с тем, что все субъекты оптового рынка в коммерческих взаимоотношениях являются равноправными сторонами договора, АИИС КУЭ субъектов оптового рынка должны находиться на одном уровне в иерархии АИИС КУЭ оптового рынка. Центры сбора информации от АИИС КУЭ оператора торговой системы и органов оперативно-диспетчерского управления представляют верхний уровень АИИС КУЭ оптового рынка [10].

На уровне субъекта оптового рынка должна соединяться и храниться не менее трёх лет вся Коммерческая информация о поставленной (купленной) товарной продукции на оптовом рынке (сальдо-переток электроэнергии и мощности) в соответствии с техническим заданием на создание АИИС КУЭ, включая результаты контроля небаланса на шинах п/с, и с договорами поставки электроэнергии между субъектом и Оператором торговой системы оптового рынка.

Смежные субъекты оптового рынка, участвующие в договорных отношениях должны, по согласованию с Оператором торговой системы, обеспечить передачу оператору необходимой коммерческой информацией между АИИС КУЭ субъектов.

Центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы должен обеспечить:

• приём и обработку первичной коммерческой информации от АИИС КУЭ субъектов оптового рынка с периодичностью, определённой правилами оптового рынка;

• предоставление информации для проведения финансовых расчётов в соответствии с заключёнными договорами между субъектами оптового рынка;

• архивацию и хранение коммерческой информации в базе данных не менее трёх лет;

• автоматический контроль работоспособности АИИС КУЭ субъектов оптового рынка;

• ведение базы данных технических и программных средств АИИС КУЭ субъектов оптового рынка;

• диагностику комплекса технических и программных средств центра сбора информации.

7.4 Организация информационно-измерительных каналов

Основу измерительного канала системы коммерческого учёта составляют измерительные трансформаторы тока , измерительные трансформаторы напряжения , их вторичные цепи, счетчик электрической энергии.

Для АИИС КУЭ, использующих статические счетчики электрической энергии на базе микропроцессоров с цифровым выходом, измерительные каналы заканчивается на информационном выходе электросчётчика. При использовании индукционных электросчётчиков с телеметрическими приставками или статических электросчётчиков с импульсным выходом в измерительные каналы входят телеметрические линии связи и устройства сбора и обработки данных (УСПД).

Измерительные каналы учета электроэнергии организуются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и должны обеспечивать метрологические характеристики в соответствии с требованиями Госстандарта РФ (ГОСТов РФ).

При новом строительстве, реконструкции или техперевооружении энергообъектов с присоединениями, входящими в сечение поставки (учета) для измерительных каналов, рекомендуется:

• устанавливать трансформаторы тока в трёх фазах (кроме сетей с изолированной нейтралью);

• исключать из измерительных токовых цепей устройства РЗА;

• применять специальные трансформаторы тока класса точности 0.2S, 0.5S;

• производить подключение электросчётчиков к измерительным трансформаторам напряжения отдельным кабелем;

• выводить измерительные цепи учёта на специальные испытательные блоки (испытательные коробки), устанавливаемые в непосредственной близости от электросчётчиков и обеспечить возможность их пломбировки;

• применять статические трёхэлементные счётчики электрической энергии на базе микропроцессоров с цифровым выходом.

Средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений РФ и иметь действующие свидетельства о поверке.

На каждый измерительный комплекс коммерческого учёта субъекта оптового рынка должен иметь паспорт – протокол (по форме РД34.09.101-94), который должен переоформляться при всех производимых изменениях в измерительных каналах и при проведении плановых работ по периодической поверке средств измерений.

Каналы связи для передачи информации от АИИС КУЭ субъектов оптового рынка, входящих в РАО «ЕЭС России», на вышестоящий уровень организуются в соответствии с существующей структурой оперативно-диспетчерского управления РАО «ЕЭС России» и нормативными документами по построению средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ).

Потребители - субъекты оптового рынка организуют отдельный канал связи для передачи данных от АИИС КУЭ в центр сбора и обработки информации Оператора торговой системы (существующий канал передачи данных должен быть сохранён). Канал связи должен быть двухстороннего действия и «непрерывным», т. е. без любых пунктов промежуточного накопления и обработки информации.

Пропускная способность каналов связи от потребителей – субъектов оптового рынка до приемных станций Оператора торговой системы должна составлять не менее 24 кБит/сек. Технические средства и способ организации канала связи определяются при разработке конкретных проектов АИИС КУЭ.

В обязательном порядке предусматривается организация дублирующего канала связи.

При наличии у потребителя – субъекта оптового рынка сечений поставки с другими субъектами оптового рынка необходимо организовывать каналы передачи информации от АИИС КУЭ потребителя к этим субъектам оптового рынка.

При наличии у потребителей – субъектов оптового рынка сечений поставки с субабонентами необходимо организовывать канал передачи информации от АИИС КУЭ потребителя до субъекта оптового рынка, являющегося поставщиком электроэнергии для субабонентов (субабонент – юридическое или физическое лицо, частный предприниматель без образования юридического лица, имеющее границу балансовой (эксплуатационной) принадлежности электрических сетей с основным абонентом и получающее электроэнергию по отдельному договору).

Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также значения потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к трансформаторам напряжения при условии включения всех устройств защит и измерительных приборов должны соответствовать требованиям [13] и быть не хуже указанных в таблице 7.1.

Таблица 7.1–Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН [11]

Продолжение таблицы 7.1

Примечание:

1. СА – счетчики активной электроэнергии;

Характеристики

Список файлов ВКР