Проект автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии трансформаторной подстанции ОАО Оренбургские минералы

орен минерал.cdw

6 часть.doc

6 Обеспечение безопасности движения поездов
Безопасность движения поездов - основное условие эксплуатации железной
дороги перевозок пассажиров и грузов. Все организационные и технические
мероприятия на железнодорожном транспорте должны отвечать требованиям
безопасного и бесперебойного движения поездов. Безопасность движения
обеспечивается содержанием в постоянной исправности всех железнодорожных
сооружений пути подвижного состава оборудования и механизмов устройств
СЦБ и связи устройств электроснабжения систем телемеханики в устройствах
электроснабжения. Повышение интенсивности движения поездов увеличение их
скорости и массы предъявляют жесткие требования к качеству и надежности
средств обеспечения безопасности движения. Прежде всего это относится к
устройствам автоматических и полуавтоматических систем управления движением
поездов на перегонах станциях и переездах: автоматической блокировки
автоматической локомотивной сигнализации полуавтоматической блокировки
электрической централизации и т. д. Не меньшее значение в обеспечении
безопасности имеет деятельность персонала железных дорог непосредственно
участвующего в реализации движения поездов (машинисты дежурные по станции
и т.д.). От их профессиональной подготовленности опыта способности быстро
ориентироваться и принимать правильные решения в сложных ситуациях зависит
не только четкая реализация но главное безопасность и надежность всего
перевозочного процесса.
Огромную роль в безопасности движения поездов играют системы
автоматизированного управления электроснабжением. Для оперативного
круглосуточного управления устройствами электроснабжения железных дорог
предназначена энергодиспетчерская система руководства.
повышения уровня оперативного управления устройствами электроснабжения
обеспечения надежного электроснабжения тяги поездов устройств
сигнализации централизации и блокировки а также организации работ в
действующих электроустановках по восстановлению нормальной работы устройств
марта 2014 г. «Инструкция энергодиспетчера управлявшего электроустановками
Инструкция устанавливает:
порядок и организацию круглосуточного оперативного управления
организацию обеспечения надежного электроснабжения электрической
энергией электроподвижного состава (далее - ЭПС) для движения
поездов с установленными весовыми нормами скоростями и
интервалами между ними при требуемых размерах движения
устройств СЦБ связи и вычислительной техники остальных
нетяговых потребителей электрической энергии на железнодорожном
транспорте в соответствии с установленной категорией надежности;
организацию безопасных условий производства работ в устройствах
организацию управления восстановлением при нарушении нормальной
Энергодиспетчер (далее ЭЧЦ) в период дежурства является единоличным
оперативным руководителем по организации оперативного управления
устройствами электроснабжения железной дороги. Отмена приказов и
распоряжений энергодиспетчера может быть произведена старшим
энергодиспетчером или начальником дистанции электроснабжения отдела
оперативно-диспетчерского управления Московского узла отдела
диспетчерского управления ЦУСИ с записью в оперативном журнале
энергодиспетчера формы ЭУ-82.
Энергодиспетчер должен руководствоваться в работе оперативно-
технической документацией и нормативными актами:
Правилами технической эксплуатации железных дорог Российской
Инструкцией по сигнализации на железнодорожном транспорте
Российской Федерации;
Инструкцией по движению поездов и маневровой работе на
железнодорожном транспорте Российской Федерации;
Правилами устройства системы тягового электроснабжения железных
дорог Российской Федерации;
Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей
Правилами устройства и технической эксплуатации контактной сети
электрифицированных железных дорог;
Правилами безопасности при эксплуатации контактной сети и
обслуживании электрифицированных железнодорожных путей;
Межотраслевыми правилами по охране труда (правила безопасности)
при эксплуатации электроустановок (ПОТРМ-016-2001);
Инструкцией по безопасности для электромонтеров контактной сети;
Инструкцией по безопасности при эксплуатации электроустановок
Инструкцией по техническому обслуживанию и ремонту устройств
электроснабжения сигнализации централизации блокировки и связи
на федеральном железнодорожном транспорте;
Инструкцией по обеспечению надежности работы устройств
электроснабжения железных дорог в зимних условиях;
Инструкцией по ограждению изолирующих съемных вышек при
Инструкцией по обеспечению безопасности движения поездов при
производстве работ по ремонту устройств контактной сети и
воздушных линий на железных дорогах;
Инструкцией о порядке восстановления поврежденных устройств
электроснабжения на железных дорогах;
Инструктивными указаниями по организации аварийно-
Правилами эксплуатации специального железнодорожного подвижного
Инструкцией по техническому обслуживанию и эксплуатации
специального самоходного подвижного состава железных дорог
Инструкцией о порядке использования токоприемников
электроподвижного состава при различных условиях эксплуатации;
Инструкцией о порядке действий локомотивных бригад и работников
дистанций электроснабжения при повреждениях токоприемников
контактной сети и комиссионном их рассмотрении;
Инструкцией по техническому обслуживанию и ремонту направляющих
линий линейных и стационарных устройств поездной радиосвязи
гектометрового диапазона;
Регламентом работы дежурного станции стыкования и района
контактной сети электрифицированных железных дорог;
Местными инструкциями положениями о взаимоотношениях и другими
нормативными актами оперативно-технической документацией.
При выполнении работ на контактной сети в «окно» на границе двух
железных дорог на месте работ должен присутствовать заместитель начальника
дистанции электроснабжения курирующий контактную сеть.
Приказы на переключения в устройствах электроснабжения работникам
утвержденному руководством Дирекции инфраструктуры железной дороги.
Работы в устройствах электроснабжения выполняют по наряду распоряжению
или в соответствии с перечнем работ выполняемых в порядке текущей
эксплуатации. Ответственными за безопасность при выполнении работ являются:
работник выдающий наряд или отдающий распоряжение на производство работ
ответственный руководитель работ производитель работ наблюдающий
дежурный энергодиспетчер члены бригады.
Энергодиспетчер выдающий приказ на производство работ отвечает за
достаточность и правильность предусмотренных нарядом мер обеспечивающих
безопасность работающих по кругу своих обязанностей. В зависимости от
конкретных местных условий должны разрабатываться местные инструкции по
оперативному управлению устройствами электроснабжения железных дорог не
противоречащие настоящей Инструкции.
При подготовке места работы на контактной сети (п. 1.1 Правил №103) по
наряду-допуску формы ЭУ-115 энергодиспетчер выполняет обязанности
допускающего в части отключения коммутационных аппаратов для снятия
напряжения на месте работы.
Переключения связанные с изменением схем внешнего электроснабжения
схем питания и секционирования контактной сети должны оформляться приказами
и уведомлениями с записью в оперативном журнале формы ЭУ-82.
Энергодиспетчер должен руководствоваться приказом начальника дистанции
электроснабжения в котором установлен перечень оборудования находящегося
в оперативном управлении энергодиспетчера переключение которого
оформляется с записью в оперативном журнале.
Оперативные переключения оборудования тяговых подстанций находящегося
в оперативном управлении диспетчера энергосистемы производится по приказу
энергодиспетчера согласно команды диспетчера энергосистемы.
В аварийных случаях (угроза безопасности людей безопасности движения
поездов) или при отсутствии всех видов связи разрешается отключение
оперативным персоналом разъединителей переключателей и выключателей без
приказа энергодиспетчера но с последующим его уведомлением. Включение их
во всех случаях должно осуществляться только по приказу энергодиспетчера.
При переключениях по телеуправлению или с использованием
микропроцессорной техники (АРМ-ЭЧЦ) энергодиспетчер обязан:
- записать в оперативном журнале задание на переключение;
- проверить по показаниям контрольных приборов на щите управления или
на мониторе ЭВМ исходное положение выключателя или разъединителя;
произвести переключение и убедиться в этом по показаниям контрольных
- сделать запись в оперативном журнале о времени переключения или о
несостоявшемся переключении.
При проведении ремонтно-путевых работ в «окна» на закрытом перегоне
(пути) производство переключений разъединителей (коммутационных аппаратов)
на этом перегоне на основной и резервной линиях электроснабжения устройств
сигнализации централизации и блокировки (СЦБ) и их присоединениях в
распределительных устройствах (РУ) тяговых подстанций и на питающих пунктах
производится установленным порядком.
Работа в устройствах электроснабжения производится: - по приказу
энергодиспетчера с оформлением в оперативном журнале и указанием номера
приказа фамилии производителя работ номера наряда-допуска и места работы
энергодиспетчер выполняет или контролирует переключения необходимые для
обеспечения безопасного производства работ;
в остальных случаях - с уведомления (разрешения) энергодиспетчера о
месте и характере работ с записью в суточной ведомости работы по
энергодиспетчерскому пункту формы ЭУ-89.
Энергодиспетчер присваивает номера приказам уведомлениям и заявкам на
производство работ и переключений и фиксирует их в оперативном журнале
журнале заявок в хронологическом порядке. Содержание приказов уведомлений
и заявок в том числе от руководителя работ (производителя работ) поездному
диспетчеру должно соответствовать требованиям форм приведенных в
приложениях 10 - 14. Порядок присвоения номеров приказов уведомлений с
учетом местных условий устанавливается начальником дистанции
Переданный энергодиспетчером приказ на переключение разъединителей
выключателей или на производство работ должен быть дословно повторен
принявшим его лицом. Энергодиспетчер убедившись в правильности восприятия
приказа утверждает его словом «Утверждаю» называет присвоенный им номер
приказа указывает время утверждения и свою фамилию после чего приказ
вступает в силу. При получении уведомления о производстве переключений или
об окончании работы энергодиспетчер обязан убедиться соответствует ли оно
приказу и только после этого энергодиспетчер присваивает номер уведомлению
и называет ЭТОТ номер и время получения уведомления. Давший уведомление
повторяет номер и время названные энергодиспетчером.
При выполнении работ связанных с отключением контактной сети или
устройств СЦБ на железнодорожных станциях (далее - станция) оформлени работ
- на участках где имеются дежурные по станциям энергодиспетчер
выдает приказы на снятие напряжения и на работу только после получения
уведомления от производителя работ о разрешении дежурного по станции с
указанием времени и росписи в «Журнале осмотра путей стрелочных переводов
устройств СЦБ связи и контактной сети» (форма ДУ-46);
- на участках с диспетчерской централизацией (при отсутствии дежурных
по станции) энергодиспетчер выдает приказы на снятие напряжения и на работу
только после получения разрешения от поездного диспетчера с записью в
«Журнале диспетчерских распоряжений» формы ДУ-58 или при передаче по
факсу или при передаче по телефонной селекторной связи.
При выдаче приказов и разрешений на переключения или производство
работ в устройствах электроснабжения энегодиспетчер в своей работе должен
руководствоваться списком лиц утвержденным начальником дистанции
электроснабжения которые могут выдавать (выписывать) наряд-допуск
отдавать распоряжения на производство работ назначаться ответственными
руководителями работ производителями работ наблюдающими производить
оперативные переключения разъединителей выключателей выполнять работу под
напряжением быть сигналистами. В правом крайнем столбце должна быть
указана зона действия предоставляемых прав. Списки должны быть оформлены но
каждому линейному подразделению при горизонтальном (альбомном) расположении

2 часть.doc

2 РАЗРАБОТКА СТУКТУРЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ АИИС КУЭ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО
1 Общие сведения об организации системы коммерческого учёта
Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение
продавцами покупателями оператором торговой системы 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 так и на всех уровнях иерархии управления
энергетическим производством.
Под системой коммерческого учетапонимается совокупность средств учета
и правил регулирующих порядок их создание и применения предназначенных
для предоставления в расчетную систему оптового рынка информации о
производстве распределении и потреблении электрической энергии в единой
энергетической системе оптового рынка необходимой для проведениярасчетов
между субъектами оптового рынка.
Система коммерческого учета оптового рынка электроэнергии строится на
базе системного подхода обеспечивающего ее целостность устойчивость
экономическую и функциональную эффективность.
Целостность и устойчивость система коммерческого учета основывается на
системегосударственного и ведомственного нормативного обеспечения
коммерческого учета регулирующего конфликты интересов субъектов рынка.
Экономическаяи функциональная эффективность системы коммерческого
учетаоптового рынка основывается на системе договорных отношений между
субъектами оптового рынка.
Достоверность коммерческой информации в системе коммерческого учета
оптового рынка достигаетсяналичием единой системы измерения и коммерческой
ответственностью за результаты измерений.
Единство системы измерений на оптовом рынке обеспечивается наличием
узаконенной методики измерений основанной на учетных зонах организованных
по принципу обеспечения баланса электроэнергии.
Коммерческая ответственность за достоверность измерений на оптовом
рынке обеспечивается оплатой возникающего в результате этих измерений
сверхнормативного небаланса между участниками измерений в учетной зоне
коммерческого учета.
Легитимными источниками информации коммерческого учета признаются
Операторы коммерческого учета (ОКУ) осуществляющие измерение сбор
коммерческой информации эксплуатацию и техническое обслуживание средств
коммерческого учета оптового рынка инесущие финансовую ответственность за
достоверность и своевременность ее предоставления.
Определение достоверности данных и их предоставлениесубъектам
оптового рынка по учетным зонам производят операторы коммерческого
учетаосуществляющие обслуживание зоны на основании договора с НП «АТС»
заключенного по результатамоткрытого конкурса идоговоров с иными
субъектами на добровольной основе.
Технологическая и коммерческая управляемостьтесно связаны между собой
и реализуются соответственно Системным оператором (СО) и Администратором
торговой системы (АТС).
Коммерческий учет электроэнергии – это одна из сторон информатизации
управления большими электроэнергетическими системами главная задача
которой состоит в обеспечении коммерческой наблюдаемости всех субъектов
оптового рынка определяемой действующими правилами ОРЭ.
Одна и та же информация полученная с измерительных каналов
коммерческого учетав зависимости от пути ее прохождения и конечного
использования может быть как коммерческой так и технической.
Коммерческой является информация которая используется для финансовых
расчетов и на всем пути ее передачи соответствует специальным требованиям
Любая информация не отвечающая вышеприведенному определению будет
На оптовом рынке устанавливаются следующие критерии выбора
измерительных приборов для коммерческого учета:
- наличие сданной в постоянную эксплуатацию АИИС КУЭ соответствующей
«Техническим требованиям переходного периода к системам коммерческого
учета электроэнергии субъекта ОРЭ»;
требованиям «Положения об организации коммерческого учета электроэнергии и
мощности на оптовом рынке»;
- измерительный комплекс внесен в Государственный реестр средств
измерений или все элементы измерительного комплекса имеют свидетельство о
государственной поверке;
- наличие интервальных приборов учета с хранением профилей нагрузки;
- более высокий класс точности измерительного комплекса;
- наличие интегральных приборов учета поверенных в установленном
действующими нормативными актами порядке в совокупности с получаемыми на
основании датчиков телеизмерений профилями нагрузки;
- отсутствие отпаек ВЛ или трансформаторного преобразования от точки
учета до точки поставки.
При наличии в точке учета расчетного счетчика входящего в систему
АКУЭ принятую в эксплуатации в установленном порядке не допускается
использование в качестве основных измерительных приборов иных средств
Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется
проектом АСКУЭ и находит отражения в договорах.
2 Учет энергоресурсов на промышленном предприятии
Учет электрической энергии производится с помощью приборов учета
установленных на вводных присоединениях распределительных устройств(шин)
0 110 10 6 04 кВ. На напряжении 10кВ учет электрической энергии
производится как на вводных присоединениях шин10(6)кВ так и на
присоединениях отходящих линий. На напряжении 04кВ учет электроэнергии
производится иногда по вводным присоединениям на отходящих линиях 04кВ
счетчики электрической энергии либо не устанавливаются либо используются
только для технического учета.
При рассмотрении упрощенной схемы электроснабжения промышленного
предприятия включающую в себя двухтрансформаторную главную понизительную
подстанцию(ГПП) распределительные пункты(РП) трансформаторные
подстанции(ТП и КТП) можно выделить несколько уровней учета электрической
Уровень учета 1: счетчики установленные во вводных ячейках РУ 10(6)кВ
- трехфазные счетчики электрической энергии включенные через
трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам
промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с
энергоснабжающей организацией(энергосистемой).Эти счетчики могут быть также
включены через трансформаторы тока и напряжения установленные на вводах
0 кВ трансформаторов ГПП;
Уровень учета 2: счетчики установленные в ячейках отходящих линий РУ
(6)кВ эти счетчики используются как правило только для технического
электрической энергии внутри предприятия;
а) счетчики используемые для расчетов со сторонними потребителями
(субабонентами) предприятия они установлены в ячейках отходящих линий РУ
(6)кВ питающих сторонних потребителей предприятия;
б) данные приборы учета используются для расчетов со сторонними
потребителями получающими электроэнергию на напряжении 04кВ;
· Уровень учета 4: счетчики устанавливаемые на вводных присоединениях
крупных потребителей электрической энергии на предприятии(печи(ДСП РТП)
выпрямительные агрегаты большой мощности электролизные установки и т.п.);
Уровень учета 5: счетчики установленные на вводных присоединениях и
присоединениях отходящих линий 04кВ трансформаторных
подстанций10(6)04кВ. Эти приборы обычно не используются для учета
электрической энергии или вообще отсутствуют. Основные приборы учета в
настоящее время – индукционные счетчики электрической энергии. Снятие
показаний счетчиков производится вручную. Обычно приборы учета
электрической энергии не объединены в единую систему учета.
3 Основные функции автоматизированной информационно-измерительной
Основные функции АИИС:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и
реактивной электроэнергии характеризующих оборот товарной
- периодический (1 раз в сутки) или по запросу автоматический
сбор привязанных к единому календарному времени измеренных
данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью
- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе
данных в течении 3÷5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних
носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп
пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех
действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в ХML формате для их передачи по электронной
почте внешним организациям. Состав данных:
- результаты измерений состояние объектов и средств измерений;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений
данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со
стороны ИАСУ КУ НП «АТС» в соответствии с процедурой
контрольного доступа и форматом запроса данных;
- обеспечение защиты оборудования программного обеспечения и
данных от несанкционированного доступа на физическом и
программном уровне в объеме установленном настоящим документом;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и
программных средств АИИС в объеме установленном настоящим
- конфигурирование и настройку параметров АИИС в объеме
установленном настоящим документом;
- ведение системы единого времени в АИИС (коррекция времени).
Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого
учета электроэнергии - иерархическая система функционально объединяющая
совокупность измерительно-информационных комплексов точек измерений
информационно - вычислительных комплексов электроустановок информационно -
вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени
выполняющая функции проведения измерений сбора обработки и хранения
результатов измерений информации о состоянии объектов и средств измерений
а также передающая полученную информацию в интегрированную
автоматизированную систему управления коммерческим учетом на оптовом рынке
электроэнергии в автоматизированном режиме.
Автоматизированная система учета должна удовлетворять техническим
требованиям ОРЭ и следующим основным принципам:
- исходной информацией для обработки служат данные получаемые от
счетчиков электрической энергии по цифровому интерфейсу RS-485;
- сбор обработка накопление хранение отображение и передача
информации об электроэнергии и мощности для коммерческих расчетов на
объектах производятся с помощью сертифицированных метрологически
аттестованных и защищенных от несанкционированного доступа устройств;
- информация об электроэнергии и мощности получаемая и циркулирующая
в системе АИИС КУЭ должна быть привязана к единому астрономическому
времени и обеспечивать единые временные срезы измеряемых и вычисляемых
АИИС является многоуровневой информационно-вычислительной системой с
централизованным управлением и распределенной функцией выполнения
измерений количество уровней и архитектура построения которой определяются
на стадии разработки технического задания и зависят от сложности и
количества энергообъектов.
Примерный состав системы АСКУЭ изображен на рисунке 2.1.
Как правило АИИС имеет три уровня:
- первый уровень включает в себя ИИК и выполняет функцию
проведения измерений;
- второй уровень включает в себя ИВКЭ и выполняет функцию
консолидации информации по данной электроустановке либо
группе электроустановок;
- третий уровень ИВК включает в себя информационно-
вычислительный комплекс;
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) формируется на всех
Измерительно-информационный комплекс (ИИК) - функционально
объединенная совокупность программно - технических средств учета
электроэнергии в данной точке в которой формируются и последовательно
преобразуются сигналы содержащие количественную информацию об измеряемых
физических величинах. Измерительно - информационный
Рисунок 2.1 - Иерархическая структура АИИС КУЭ
комплекс точки учета выполняет законченную функцию измерений и имеет
нормированные метрологические характеристики.
ИИК обеспечивает автоматическое проведение измерений в точке
измерений. В его состав входят:
- счетчики электрической энергии;
- измерительные трансформаторы тока и напряжения;
- вторичные измерительные цепи.
Информационно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) -
совокупность функционально объединенных программных и технических средств
предназначенная для решения задач сбора и обработки результатов измерений
диагностики средств измерений в пределах одной электроустановки а также
обеспечения интерфейсов доступа к этой информации. ИВКЭ применяется при
распределенной структуре элементов АИИС КУЭ.
- интерфейс доступа к информации по учету электроэнергии ИИК.
Дополнительно на ИВКЭ могут быть возложены функции автоматического:
- сбора информации по учету электроэнергии от ИИК;
- сбора и обработки информации о состоянии средств измерений;
- сбора и обработки информации о состоянии объектов измерений;
- расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки
В состав ИВКЭ входят:
- контроллер обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК;
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей
Дополнительно в состав ИВКЭ может входить:
- промконтроллер или сервер в промышленном исполнении;
- автоматический сбор информации по учету электроэнергии от ИИК.
Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - совокупность
функционально объединенных программных информационных и технических
средств предназначенная для решения задач диагностики состояний средств и
объектов измерений сбора обработки и хранения результатов измерений
поступающих от ИВКЭ и информационно-измерительного комплекса (ИИК) субъекта
оптового рынка электроэнергии их агрегирование а также обеспечения
интерфейсов доступа к этой информации.
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в
НП «АТС» по электронной почте.
Дополнительно на ИВК могут быть возложены функции:
- автоматической диагностики состояния объектов измерений;
- контроля достоверности результатов измерений;
- заверения подготовленного отчета в XML-формате электронно-
цифровой подписью и отправка его в НП «АТС» по электронной
- доступа ИАСУ КУ НП «АТС» к информации АИИС в рамках процедуры
технического контроля.
ИВК может обеспечивать замещение результатов измерений.
В состав ИВК входят:
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая
- промконтроллер или сервер;
- технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации;
- технические средства обеспечения безопасности локальных
вычислительных сетей.
СОЕВ - система обеспечения единого времени.
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени имеет
нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию
времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не
хуже ( 50 ссутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени влияющие
на процесс измерения количества электроэнергии и учитываются временные
характеристики (задержки) линий связи между ними которые используются при
синхронизации времени. СОЕВ должна быть привязана к единому календарному
4 Основные требования к устройствам АИИС
Общие требования к ИИК:
- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной
электроэнергии и других показателей коммерческого учета;
- автоматическое выполнение измерений времени;
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий»
сопровождающих процессы измерения;
- хранение результатов измерений информации о состоянии средств
измерений в специализированной базе данных;
- безопасность хранения информации и программного обеспечения (далее -
ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;
- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам
событий» со стороны ИВКЭ или ИВК;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- диагностику работы технических средств;
- при наличии технической возможности и соответствующей МВИ
автоматизированный учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки
Требования к трансформаторам тока и напряжения:
Классы точности измерительных трансформаторов тока и напряжения должны
Необходимо устанавливать измерительные трансформаторы тока и
напряжения со следующими характеристиками:
Классы точности измерительных трансформаторов тока и напряжения
должны быть не хуже 05S.
В случае использования трансформатора напряжения только в целях
коммерческого учета необходимо обеспечить контроль целостности вторичных
цепей трансформатора напряжения.
Для измерений в электрических сетях с заземленной нейтралью
измерительные трансформаторы тока необходимо устанавливать в трех фазах к
которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.
Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока.
Во всех эксплуатационных режимах необходимо не допускать перегрузку
измерительных трансформаторов.
Измерительные трансформаторы должны соответствовать ПУЭ по классу
напряжения электродинамической и термической стойкости климатическому
Выводы измерительных трансформаторов используемых в измерительных
цепях коммерческого учета должны быть защищены от несанкционированного
Требования к вторичным цепям:
Потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – электросчетчик»
не должны превышать 025% номинального вторичного напряжения трансформатора
Электросчетчик должен быть подключен к трансформатору напряжения
отдельным кабелем защищенным от короткого замыкания при этом
подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через
испытательную коробку (специализированный клеммник) расположенную около
счетчика. Допускается применение единой электрической цепи для подключения
электросчетчиков к одному трансформатору напряжения при условии
обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа.
В измерительных цепях ИИК точек измерений должна предусматриваться
возможность замены электросчётчика и подключения образцового счетчика без
отключения присоединения (установка испытательных блоков и т.п.).
Вторичные измерительные цепи должны быть защищены от
несанкционированного доступа.
Требования к счетчикам электроэнергии:
Технические параметры и метрологические характеристики коммерческих
счётчиков должны соответствовать требованиям ГОСТ 30206 «Статические
счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока» (для реактивной
энергии - по ГОСТ 26035). Счетчики должны обеспечивать реверсивный учёт для
ИИК где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики
должны проводить учет активной и реактивной энергии (интегрированной
реактивной мощности).
Счетчики должны соответствовать следующим основным требованиям:
- класс точности - не хуже 05S;
- обеспечивать возможность подключения резервного источника
питания и автоматического переключения на источник резервного
питания при исчезновении основного (резервного) питания;
- наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля нагрузки
с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток данных
по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за
прошедший месяц а также запрограммированных параметров;
- обеспечивать подключение по одному или нескольким цифровым
интерфейсам компонентов АИИС в том числе для автономного
считывания удалённого доступа и параметрирования;
- наличие энергонезависимых часов обеспечивающих ведение даты и
времени (точность хода не хуже ( 5.0 секунды в сутки с внешней
автоматической коррекцией (синхронизацией) работающей в
- наличие «Журнала событий» фиксирующего время и даты
наступления событий.
В «Журнале событий» должны фиксироваться:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком приведших к каким-либо изменениям
- изменение текущих значений времени и даты при
синхронизации времени;
- отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от
- отсутствие напряжения при наличии тока в
измерительных цепях;
- обеспечивать защиту от несанкционированного изменения
параметров а также от записи защита должна быть обеспечена на
программном уровне (установка паролей) и аппаратном уровне
(установка пломб марок и т.п.);
- обеспечивать автоматическую самодиагностику с формированием
обобщённого сигнала в «Журнале событий»:
- измерительного и вычислительного блока;
- таймера и дисплея;
- блока питания и блока памяти (подсчет контрольной
- счетчики должны обеспечивать работоспособность в диапазоне
температур определенных условиями эксплуатации;
- средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее
- межповерочный интервал не менее 8-ми лет.
Требования к ИВКЭ который обеспечивает:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК
обслуживаемых данным ИВКЭ;
- сбор данных о состоянии объектов измерений со всех ИИК
- возможность масштабирования долей именованных величин
электроэнергии и других физических величин;
- ведение Журнала событий;
- предоставление доступа ИВК к результатам измерений;
- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений;
- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии объектов
- конфигурирование и параметрирование технических средств и
программного обеспечения;
- хранение результатов измерений;
-хранение данных о состоянии средств и объектов измерений;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу
регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения
параметров и любого изменения данных.
- расчет потерь электроэнергии от точек измерений к точкам учета в
сетевых элементах (в трансформаторах линиях электропередачи и т.п.).
Технические средства ИВКЭ при их размещении в электроустановках
должны быть выполнены в промышленном исполнении предназначенном для
непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью
(согласно подпункту 2 пункта 1.1.13 ПУЭ) с возможностью их установки в
ограниченных пространствах (в шкафах отсеках панелях и т.п.) а также
обеспечивать удобство технического обслуживания.
При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет ИВК.
Требования к промконтроллерам (УСПД):
При новом строительстве энергообъектов иили модернизации АИИС должны
быть использованы промконтроллеры защищенные от несанкционированного
доступа как в аппаратной части (разъёмам функциональным модулям и т.п.)
так и в программно-информационном обеспечении (установка паролей).
Функции промконтроллера (в автоматическом режиме):
- сбор результатов измерений от счётчиков по цифровым интерфейсам;
- обработку результатов измерений в соответствии с параметрированием
- предоставление интерфейса доступа к собранной информации;
- синхронизация времени как в самом промконтроллере так и в счетчиках
электроэнергии передающих информацию в данный промконтроллер;
Промконтроллер должен обеспечивать параметрирование при первоначальной
установке после вывода из ремонта в процессе эксплуатации самого
промконтроллера и при замене счетчиков изменении схемы учета
коммуникационных параметров и т.п. Параметрирование промконтроллера
возможно только при снятии механической пломбы и вводе пароля при этом в
«Журнале событий» промконтроллера автоматически должно фиксироваться это
событие с указанием даты и времени.
При параметрировании промконтроллера различаются следующие события
подлежащие обязательной фиксации в «Журнале событий»:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- вводизменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для
расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек
- установка текущих значений времени и даты.
Так же должно быть обеспечено автоматическое ведение «Журнала
событий» в котором фиксируются время и даты наступления событий указанных
в настоящих Технических требованиях а также следующие факты:
- связи с промконтроллером приведшие к каким-либо
- перезапуски промконтроллера (при пропадании
- отключение питания.
Промконтроллер должен иметь встроенные энергонезависимые часы
обеспечивающие ведение даты и времени рекомендуемая точность хода которых
не хуже ( 5.0 ссутки.
Промконтроллер должен обеспечивать автоматическую коррекцию
(синхронизацию) времени.
Промконтроллер должен обеспечивать хранение:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
- электропотребление (выработку) за месяц по каждому каналу и по группам не
Промконтроллер должен иметь резервный источник питания и обеспечивать
автоматическое переключение на резервный источник питания при исчезновении
основного питания и обратно.
Электропотребление промконтроллера с полным набором электронных
модулей не должно превышать 100 Вт. Охлаждение промконтроллера должно
осуществляться за счет естественной конвекции.
Требования к ИВК который обеспечивает:
- сбор данных о состоянии средств объектов измерений со всех ИВКЭ
обслуживаемых данным ИВК;
- контроль достоверности данных;
- контроль восстановления данных;
- учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки учета;
- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и
других физических величин;
- хранение результатов измерений состояний объектов и средств измерений
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- агрегирование показаний счетчиков с учетом возможного изменения
электрической схемы;
- возможность передачи в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ
(смежные по электрическим сетям субъекты ОРЭ ФСК СО):
- результатов измерений;
- данных о состоянии средств измерений;
- данных о состоянии объектов измерений;
- возможность использования средств электронной цифровой подписи для
передачи в ИАСУ КУ и в СО:
- безопасность хранения данных и программного обеспечения;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного
регламентированного доступа к визуальным печатным и электронным
- диагностику работы технических средств и программного обеспечения.
Программное обеспечение ИВК должно иметь русифицированный интерфейс
пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).
Требования предъявляемые к каналам связи:
При организации каналов связи между ИВК и ИАСУ КУ должно учитываться
что передача результатов измерений данных о состоянии объектов и средств
измерений возможна как в режимах автоматической передачи данных так и в
режиме выполнения запроса «по требованию».
При организации каналов связи рекомендуется обеспечивать их
резервирование. Основной и резервный каналы связи должны быть разделены как
на физическом так и на логическом уровнях.
В качестве основного канала рекомендуется использовать выделенный
канал связи до сети провайдера Интернет или канал единой сети связи
В качестве резервного канала связи могут быть использованы:
- телефонная сеть общего пользования;
- ведомственная сеть связи;
- другие линии и сети связи удовлетворяющие настоящим требованиям по
надёжности и скорости передачи данных.
Резервный канал связи рекомендуется организовывать со скорость
передачи не менее 9600 битс с коэффициентом готовности не хуже 095.
Требования к каналам связи между ИИК и ИВКЭ.
При организации каналов связи между ИИК и ИВКЭ рекомендуется
обеспечить взаимодействие через промышленную локальную сеть или ее фрагмент
специально выделенный для целей коммерческого учета.
При организации каналов связи между ИИК и ИВК в случае отсутствия
уровня ИВКЭ может обеспечиваться:
- резервирование канала связи если источник синхронизации
времени находится на ИВК;
- скорость передачи не менее 9600 битс и коэффициентом
готовности не хуже 095.
В качестве каналов связи могут быть использованы:
- выделенная телефонная линия сети общего
- ведомственная сеть связи.
Основные выводы. Создание системы АСКУЭ на предприятии позволит решить
Снижение затрат на электроэнергию за счёт перехода на зонные
Контроль фактически потреблённой мощности и снижение заявленной
(договорной) мощности;
Контроль энергопотребления субабонентов;
Контроль энергопотребления отдельных цехов возможность расчёта
доли затрат на электроэнергию в себестоимости продукции;
Сокращение затрат на обработку информации благодаря
автоматизации процессов съёма и доставки данных формирования
Повышение точности учёта за счёт ревизии приборов учёта и замены
старых измерительных трансформаторов и счётчиков на современные

РЕФЕРАТ+СОДЕРЖАНИЕ+ВВЕДЕНИЕ ГАРЕЕВ.doc

Проект содержит страниц рисунков таблиц источников
СИСТЕМА ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ФИДЕРНАЯ ЗОНА ТРАНСФОРМАТОРНАЯ
МОЩНОСТЬ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПЛОЩАДЬ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ОСНОВНЫЕ
ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ АИИС КУЭ ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЧЕТЧИКА «СЭТ»
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ЧРЕЗВЫЧАЙНАЯ СИТУАЦИЯ.
Объектами исследования является тяговая подстанция постоянного тока.
Цель проекта – проектирование информационно-измерительного комплекса
учета электрической энергии на промышленном предприятии.
В результате изучения рассмотрено и проанализировано оборудование ИИК
счетчики измерительные цепи оборудование каналов передачи данных.
Разработана структурная схема системы коммерческого учета и обоснован выбор
по метрологическим требованиям оборудование информационно-измерительного
комплекса. Разработана схема функционирования структуры АИИС произведен
выбор технических средств измерительного канала АИИС КУЭ.
В экономической части проекта проведен расчёт технико-экономической
эффективности применения АИИС КУЭ. Он показал экономическую обоснованность
применения современных приборов учета в составе АИИС КУЭ.
Проработаны и представлены вопросы по охране труда безопасности
жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях.
РАСЧЕТ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1 Тяговые расчеты ..
2 Расчет и выбор основных параметров системы тягового электроснабжения
РАЗРАБОТКА СТУКТУРЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ АИИС КУЭ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО
1. Общие сведения об организации системы коммерческого учёта
2. Учет энергоресурсов на промышленном предприятии .
3. Основные функции автоматизированной информационно-измерительной
4. Основные требования к устройствам АИИС
ПРОЕКТ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
1. Анализ отечественной и зарубежной патентно-технической литературы
2. Этапы внедрения системы АИИС КУЭ .. .. .
3. Краткая характеристика объекта ..
4. Разработка схемы функциональной структуры ..
5. Состав технического обеспечения . . .
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Оценка экономической целесообразности внедрения АИИС КУЭ ..
2. Определение единовременных капитальных вложений
3. Затраты на эксплуатацию АИИС КУЭ . . ..
4. Определение экономического эффекта . .
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА . .
1. Защита человека от поражения электрическим током . ..
2. Молниезащита и заземление подстанции .. ..
3. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях .
4. Оценки устойчивости работы микропроцессорных электронных счетчиков
при воздействии ионизирующих излучений
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ДВИЖЕНИЯ ПОЕЗДОВ ..
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
осуществляется с помощью счетчиков электроэнергии.
Целью коммерческого учета на оптовом рынке является получение
продавцами покупателями оператором торговой системы 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.
использованы также и для решения технических технико-экономических и
статистических задач как самого субъекта оптового рынка 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 этом информация не автоматизированного
коммерческого учёта должна заноситься в базу данных АИИС КУЭ вручную с
периодичностью определяемой расчетным периодом и договором с Оператором

ОТЗЫВ Гареева.doc

на дипломный проект (работу)
Студента Гареева Артура Ниязовича
группы (шифр) 08-ЭС-5226 факультета
на тему «Проект АИСКУЭ промышленного предприятия»
(полное название темы согласно приказу)
Руководитель проекта Окладов Сергей
(должность Ф.И.О. полностью)
(ученая степень звание кафедра предприятиеорганизация)
(В отзыве освещаются ниже перечисленные вопросы из которых выделенные
подчеркиванием используются для составления отчета председателем ГАК).
Дипломный проект выполнен:
по теме предложенной студентом; по заявке предприятия организации (указать
наименование и ведомственную принадлежность); в области фундаментальных и
поисковых исследований (указать тему кафедру); по теме предложенной
Актуальность темы и ее соответствие современному состоянию науки техники
и запросам производства. Указать степень разработки вопросов безопасности
движения поездов экономики.
Отразить: наличие элементов НИРС; использование ЭВМ; выступление на СНТК;
факт или возможность публикации подачи заявки на изобретение получение
Характеристика общей подготовленности студента самостоятельности
инициативности умение принимать обоснованные решения. Применение студентом
литературы по специальности стандартов нормативно-технических и
руководящих документов периодических изданий иностранной литературы и
Качество выполнения проекта.
Степень обоснованности проектных решений выводов разделов заключения.
Полнота графического и иллюстративного представления разработок.
Соответствие документации проекта требованиям стандартов ЕСКД ЕСТД СниПов
и отраслевых стандартов.
Обоснованность разработок студента по заданию кафедры БЖД экономическая
проработка проекта. Практическая ценность проекта: возможность внедрения;
является внедренным; возможность представления на конкурс дипломных
проектов. Наличие акта или справки о внедрении или использовании
результатов работы публикаций участие в плановой НИР разработка стенда
Дипломный проект Гареева А.Н. на тему «Проект АИСКУЭ промышленного
предприятия» выполнен по теме предложенной студентом.
Актуальность темы определяется тем что в настоящее время
единственными легитимными источниками информации коммерческого учета
признаются Операторы коммерческого учета (ОКУ) осуществляющие измерение
сбор коммерческой информации эксплуатацию и техническое обслуживание
средств коммерческого учета оптового рынка и несущие финансовую
ответственность за достоверность и своевременность ее предоставления.
Коммерческий учет электроэнергии – это одна из сторон информатизации
управления большими электроэнергетическими системами главная задача
которой состоит в обеспечении коммерческой наблюдаемости всех субъектов
оптового рынка определяемой действующими правилами ОРЭ. Коммерческой
является информация которая используется для финансовых расчетов и на всем
пути ее передачи соответствует специальным требованиям АТС.
Основной целью дипломного проекта было разработка проекта системы
автоматизированного учета энергоресурсов на промышленном предприятии по
требованиям Оператора РД ПУЭ ПТЭЭП.
Для выполнения поставленной задачи в дипломном проекте были рассчитаны
основные параметры системы тягового электроснабжения расчетного участка.
Произведен анализ системы АИИСКУЭ ее состав принцип построения и
функционирования основных уровней учета а также требования предъявляемые
к данным системам. Технически грамотно подобран комплекс измерительных
устройств с учетом прохождения границы балансовой принадлежности по
В четвертом разделе дипломного проекта определены затраты на
эксплуатацию АИИС КУЭ предприятия.
При расчете использовались программные средства пакета Microsoft
Excel «Кортэс». Вопросы рассматриваемые в дипломном проекте носят
практический характер.
Обьем и качество проработки дипломного проекта Гареева А.Н.
свидетельствуют о высокой степени общей подготовленности его
самостоятельности и инициативности умении самостоятельно принимать
обоснованные решения. Качество выполнения проекта свидетельствует об умении
использовать литературу по специальности существующих стандартов
нормативно-технических и руководящих документов.
Документация дипломного проекта выполнена в соответствии с
требованиями стандартов графический и иллюстрационный материал отражает
материалы дипломного проекта в полном объеме.
В ходе выполнения дипломного проекта Гареев А.Н. проявил качества
необходимые для инженера: подготовленность по общетехническим и специальным
дисциплинам инициативность и умение принимать обоснованные решения.
Оценка проекта руководителем: ХОРОШО
Заключение руководителя о завершенности работы над проектом о возможности
присвоения квалификации (указать наименование) по специальности (указать
код и наименование):
Дипломный проект представленный Гареева А.Н. представляет собой
завершенную работу а Гареев А.Н. соответствует присуждения ему
квалификации инженера путей сообщения по специальности 190401 –
Электроснабжение железных дорог.
С отзывом ознакомлен

08 Исходные данные.doc

Система электрической тяги: 275 кВ переменного тока.
Железная дорога: Южно-Уральская.
Расчетный участок: Оренбург (0 км) – Чебеньки (53 км) – Саракташ (105 км).
Тип электровоза: ВЛ80С.
Километр расчетной ТП: 53 км.
Масса поезда неч - 9000 т.
Масса поезда чет - 9000 т.
Грузопоток (неч) - 80 млн. ткмкм.
Грузопоток (чет) - 80 млн. ткмкм.
Мощность к.з. - 1000 МВА.
Трансформаторная мощность районных потребителей – 3 МВА.
Число суток в весенне-летний период – 220 сут.
Температура в период повышенной интенсивности движения – 25 °С.
Продолжительность периода повышенной интенсивности движения - 2 ч.

Задание.doc

Самарский государственный университет путей сообщения
Факультет заочный Кафедра Электроснабжение
Специальность 190401 – Электроснабжение железных дорог
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ СТУДЕНТА
Тема проекта Проект автоматизированной информационно-измерительной
Срок сдачи студентом законченного
Исходные данные к проекту: _Участок электроснабжения переменного тока
система коммерческого учета электроэнергии приборы учета электроэнергии
система передачи данных система электроснабжения предприятия
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих
разработке вопросов)
1. _Расчет и выбор основных параметров системы тягового
2. Разработка структуры построения системы АИИС КУЭ для промышленного
3. Проект информационно-измерительного комплекса промышленного
5. Безопасность и экологичность
6 Обеспечение безопасности движения
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных
Наименование этапов Срок выполнения Примечание
дипломного проекта этапов проекта
Расчет и выбор основных
Экономическая часть
экологичность проекта
Обеспечение безопасности
Подготовка графических
материалов и оформление
пояснительной записки
Руководитель проекта

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.doc

В дипломном проекте получены следующие основные результаты:
На основе графиков тяговых токов рассчитаны: мощность понизительных
трансформаторов опорной тяговой подстанции и выбран их тип; площадь сечения
проводов контактной подвески для одной фидерной зоны выбран ее тип и
проверена на условие нагрева.
Оренбургские минералы.
Рассмотрены основные технические решения по внедрению ИИК а также
произведен выбор технических средств измерительного канала АИИС КУЭ с
учетом технических требований НП «АТС».
Произведен расчет затрат на внедрение счетчиков СЭТ на предприятии.
Рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта.

Часть 4.doc

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Оценка экономической целесообразности внедрения АИИС КУЭ
На сегодняшний день АИИС КУЭ является тем необходимым механизмом без
которого невозможно решать проблемы цивилизованных расчетов за
энергоресурсы с их поставщиками непрерывной экономии энергоносителей и
снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции предприятия.
По мере автоматизации технологических процессов предприятия снижения
степени человеческого участия в производстве и повышения уровня его
организации АИИС КУЭ можно вводить в обратный контур управления
энергопотреблением не через энергетика-диспетчера или руководителя а через
соответствующие устройства управления нагрузками-регуляторами. До тех пор
пока в технологии производства преобладает человек со своими случайными
волевыми решениями АИИС КУЭ сохранится как автоматизированная система
позволяющая в первую очередь выявлять все потери энергоресурсов.
Уровень энергопотребления предприятия складывается из двух
составляющих: базовой и организационно-технической. Базовая составляющая
определяется энергоёмкостью установленного технологического оборудования.
Организационно-техническая составляющая (ОТС) определяется режимами
эксплуатации оборудования которые задаются персоналом предприятия исходя
из производственных интересов и потребностей. Поэтому необходимо обратить
внимание на возможности минимизации ОТС уровня энергопотребления
предприятия которая не требует крупных денежных затрат но при реализации
даёт быстрый и практический эффект. Заметим что актуальность минимизации
этой составляющей сохраняется и после сокращения базового энергопотребления
в результате производства.
ОТС уровня энергопотребления предприятия в свою очередь имеет по
крайней мере шесть основных частей:
- договорная фиктивная составляющая связанная с расчётами за
энергоресурсы с поставщиками не по фактическим значениям что приводит
потребителя к финансовым потерям. Эта составляющая потерь сводиться к
минимуму при организации АИИС коммерческого учёта;
- тарифная составляющая связанная с расчётами за энергоресурсы с
поставщиком по фактическим значениям энергопотребления но не по самому
выгодному тарифу из-за отсутствия учёта способный реализовать этот лучший
тариф. Эта составляющая потерь сводиться к нулю при организации АИИС
коммерческого учёта способной отслеживать любые действующие и
перспективные тарифы;
- режимно - тарифная составляющая связанная с возможностью изменения
режимов роботы оборудования по времени и величине энергопотребления
заданных зонах суток с целью минимизации тарифных платежей в рамках одного
итого же тарифа Эта составляющая потерь сводиться к минимуму при
организации АИИС коммерческого и технического учёта с элементами
прогнозирования и анализа нагрузок;
- технологическая составляющая связанная с нарушением
технологического цикла и неэффективным использованием оборудования. Эта
составляющая потерь сводиться к минимуму при организации АИИС глубокого
технического учёта с в ведением хозрасчёта по энергоресурсам между
подразделениями или норм потребления энергоресурсов подразделениями
- личностная составляющая связанная с использованием персоналом
производственного оборудования в личных целях. Эта составляющая потерь
сводиться к минимуму при организации АИИС глубокого технического учёта с
расчётом реальных удельных норм на выпуск единицы продукции;
- бесхозная составляющая связанная с незаинтересованностью
безразличием персонала на рабочих местах к энергопотерям разного вида. Эта
технического учёта с введением внутреннего хозрасчёта по энергоресурсам
между подразделениями предприятия или норм потребления энергоресурсов
подразделениями предприятия при материальном стимулировании работников по
показаниям АИИС КУЭ за экономию энергоресурсов. На различных промышленных
предприятиях указанные составляющие энергопотерь имеют удельный вес в
рамках ОТС но в целом могут достигать 15÷30 и более процентов от общего
энергопотребления предприятия. Учёт контроль и минимизация этих
составляющих возможны только при автоматизации энергоучёта и являются одной
из главных целей создания АИИС КУЭ на предприятии и его объектах.
Тарифы на ОРЭ складываются из трёх составляющих: платы за услуги по
передачи электроэнергии по сетям РАО «ЕЭС России» платы за поставленную
электроэнергию на оптовом рынке и платы за передачу электроэнергии через
сети. В настоящее время все крупные потребители участвуют в перекрёстном
субсидировании (750 кВа и выше) то при выходе на ОРЭ они могут
контролировать и согласовывать свой тариф с РЭК регионов. Так как в
договоре с АО-Энерго на услуги по передачи электроэнергии уровень
перекрестного субсидирования проявляется сразу в явной форме. До вывода
этих потребителей на ОРЭ эта составляющая может в несколько раз с учётом
перекрёстного субсидирования превышать услуги по передачи по сетям.
Потребитель может сэкономить и при переходе на расчёт за
электроэнергию по диферициальным во времени суток тарифам промышленное
предприятие имеет право выбора: оно или переходит на работу по зонным
тарифам или по двухставочным тарифам поставки электроэнергии. При переходе
на зонные тарифы ведётся контроль поставки электроэнергии внутри суток по
трём зонам. И в этом случае несколько увеличиваются затраты при расчётах но
для потребителя это оправдано всегда.
Для зонных тарифов сутки разделены на 3 зоны – пиковая полупиковая и
ночная и в каждой зоне утверждается свой тариф. Наиболее низкий тариф в
ночной зоне поэтому потребителю выгодно выбирать большую часть
электроэнергии в ночной зоне и разгружаться в пиковые и полупиковые зоны в
которых тариф в несколько раз выше.
Составляющие экономического эффекта:
- снижение расходов на сбор и обработку информации;
- более высокая точность учета электроэнергии;
- автоматическое определение незарегистрированных абонентов и
фиксирования хищений электроэнергии;
- гибкая тарифная политика;
- информационная защита от штрафных санкций;
- «прозрачность» энергозатрат на технологические процессы;
- возможность проведения количественного энергоаудита.
2. Определение единовременных капитальных вложений
Возможность проведения количественного энергоаудита. Основными
показателями характеризующими эффективность использования АИИС КУЭ
являются интегральный эффект (чистый дисконтный эффект ЧДД) и срок
окупаемости коммерческих потерь.
Интегральный экономический эффект от использования АИИС КУЭ
определяется по условиям эксплуатации за расчётный период в литературе
где Эt = (Rt – Зt) – эффект достигаемый на t-м шаге;
Rt – стоимостная оценка результатов использования АИИС КУЭ на t-м шаге;
Зt – затраты связанные коммерческой потерей без использования АИИС КУЭ на
Т – расчётный период;
Коб - стоимость основного оборудования (для наших расчётов не нужен);
αt – коэффициент приведения разновремённых затрат к расчётному году.
где Е = 01 норма дисконта;
t – количество лет отдаляющих затраты данного года от расчётного.
Срок окупаемости затрат на использования АИИС КУЭ представляет собой
минимальный временной интервал за пределами которого интегральный эффект
становиться неотрицательным.
Суммарный эффект экономии достигает от 25 до 50%.
Необходимыми данными для расчёта экономической эффективности являются:
Определение единовременных капитальных вложений.
Общая сумма капитальных затрат определяется по формуле 10:
где Коб - стоимость основного производственного силового энергетического
и транспортного оборудования;
Кмр - затраты на монтаж силового оборудования требующего выполнения
монтажных работ принимаем 5% от стоимости оборудования Кмр = 14630715
Ктр - транспортные расходы – 05% от стоимости оборудования Ктр= 1463071
Кпи - затраты на производственный инвентарь и оборудование малой
механизации стоимостью выше 100 минимальных окладов и сроком службы более 1
Кти - затраты на технологический инструмент;
Кпр – прочие расходы – 1% от стоимости оборудования Кпр= 1926143 руб;
Кнп - непредвиденные расходы;
Общая сумма капитальных затрат:
Стоимость оборудования согласно прайс - листов указана в таблице 4.1.
Таблица 4.1 - Стоимость оборудования
Наименование Кол-во единиц Балансовая стоимостьОбщая стоимость
оборудования на единицу (у.е.)
оборудования (руб.)
Счетчик 20 22000 440000
Шлюз-концентратор 1 24000 24000
Модем ZyXEL 1 6690 6690
Кабель КВВГ 4×25 3500 40 рубм 140000
Кабель КИПЭВ 7×02 500 60 рубм 30000
3. Затраты на эксплуатацию АИИС КУЭ
Для эксплуатации АИИС КУЭ необходимо иметь штат работников в составе 3-х
Определение затрат на содержание штата по обслуживанию АИИС КУЭ:
где Зо - основной фонд оплаты труда (142000 руб);
Здоп - дополнительный фонд оплаты труда (14200 руб);
Зсоц – отчисления на социальные нужды (19600 руб);
За - затраты на амортизационные отчисления (4110728 руб);
Зп - затраты на оплату труда за сверхурочное время (14320 руб);
Зтб - затраты на технику безопасности и производственную санитарию
4. Определение экономического эффекта
Приведение результатов и затрат к начальному моменту времени
(расчетному году) осуществляется путем умножения на их коэффициент
приведения определяемый для постоянной нормы дисконта:
где Э – общая экономия (14570000 руб.);
З – затраты на эксплуатацию АИИС КУЭ ([p
К – общие капитальные вложения (640690руб.);
Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности (015);
n – нормативный срок окупаемости (66 года).
Определение расчетного срока окупаемости:
Срок окупаемости представляет собой минимальный временной интервал за
пределами которого экономический эффект становиться не отрицательным. В
нашем случае срок окупаемости меньше нормативного он составляет 013 года
т.е. внедрение АИИС КУЭ является экономически эффективным.

Титул+Задание Десенко.doc

МИНИСТЕРСТВО ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ
КАФЕДРА «Электроснабжение железнодорожного транспорта»
Допустить к защите в ГАК
Зав. кафедрой к.т.н. доцент
на тему: Проект автоматизированной информационно-измерительной
системы коммерческого учета электроэнергии трансформаторной
Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов
Раздел Консультант дата
задание выдал задание принял
Расчет основных Еремеев Д.Ю.
Специальная часть Окладов С.А.
Деталь проекта Окладов С.А.
Экономическая часть
Безопасность Калушин А.А.
жизнедеятельности: Трошкина О.А.
Обеспечение Трошкина О.А.
безопасности движения

3 часть.docx

3 ПРОЕКТ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
1 Анализ отечественной и зарубежной патентно-технической литературы
Изобретательство представляет собой процесс творческого воплощения научных идей в технические решения является одним из важнейших элементов в развитии научно-технического прогресса одним из обязательных условий создания новой техники средством обеспечения её высоко научно-технического уровня.
Для выявления наиболее перспективных технических решений отвечающих разрабатываемой в дипломном проекте теме произведён патентный поиск по патентным материалам и технической литературе.
Научно – техническая революция породила массовый поток технической информации. В целях повышения эффективности научно – исследовательских работ целенаправленной деятельности по модернизации производства на передовых принципах современной науки существует информация которая является важнейшим звеном в системе научно – исследовательской информации и это является патентная информация.
Патентная информация пользуется большим спросом во всех странах мира и характеризуется следующими показателями:
уникальностью данных;
полнотой основных сведений в существе изобретения;
достоверностью данных так как они подтверждены государственной научно - технической экспертизой;
шириной тематического охвата проблемы.
Регламент поиска включает в себя определение индекса МПК (международной патентной классификации) по наименованию процесса способа или устройства. В ходе патентного поиска были отобраны патенты список которых представлен в таблице 3.1.
Перечень патентов отобранных при проведении поиска
Отличительные признаки и положи-
Устройство автоматизированного сбора информации и управления энергопотребляющими системами
Устройство для автоматизированного сбора и контроля информации энергосистем содержащее средства измерения учета и воздействия на параметры энергоносителей у потребителей систему передачи данных и центр сбора и обработки информации. Средства учета измерения и управления оснащены физическими интерфейсами а система передачи данных от потребителей выполнена в виде цифровой сети связывающей средства связи абонируемые потребителями со средством связи абонируемым информационным центром при этом для передачи сигналов между средствами измерения учета и управления и средством связи применены физические интерфейсы.
Продолжение табл. 3.1
Автоматизированная система контроля и учёта электроэнер-гии.
Изобретение относится к области электроэнергетики более конкретно к средствам распределения контроля и учета расхода электроэнергии и управления средствами коммутации питающих сетей и может найти применение в коллективных и индивидуальных системах учета потребления и оплаты электроэнергии. Технический результат заключается в создании автоматического устройства учета расхода электроэнергии индивидуальным или коллективным потребителем с возможностью непосредственного или дистанционного контроля санкционированного потребления по результатам договорной оплаты услуг за поставку электроэнергии в режиме текущего времени или в кредит.
Способ централизованного отпуска и контроля электроэнер-гии
Способ контроля и учета электроэнергии который включает измерение электрической энергии местную обработку и сохранение данных передачу их в удаленный счетный центр а также обработку и сохранение результатов измерения в центре осуществляют запись изменений их состояния.
Автоматизированная система контроля и учёта электроэнерги
Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии содержащая измерительные трансформаторы напряжения тока устройство первичной обработки данных передающее устройство например радиопередатчик с изолированным по напряжению каналом передачи данных измерения на диспетчерский центр.
Все эти изобретения позволяют:
- провести мероприятия по повышению качества учета расхода электроэнергии;
- сократить время на сбор информации по расходу электроэнергии;
- повысить надёжность;
- добиться существенного экономического эффекта;
- улучшить условия труда и техники безопасности.
2. Этапы внедрения системы АИИС КУЭ
При начале работ по созданию АИИС КУЭ первоочередная задача правильно определить входящие и исходящие точки присоединения. Основными параметрами при их определении являются фактические нагрузки точность средств измерения возможность установки оборудования в местах прохождения границ балансовой принадлежности. Возможны различные варианты создания АИИС КУЭ. За основу проекта возьмем базовый вариант с соблюдением выполнения последовательности всех этапов создания АИИС КУЭ и необходимых технологических требований на каждом этапе работ.
Базовый вариант рекомендуется применять при новом строительстве электроустановок или при их полной реконструкции. Работа по созданию АИИС КУЭ по данному варианту проводится в 3 этапа.
Этап первый. Предварительное обследование информационно-измерительных каналов (ИИК) состоящих из трансформаторов тока трансформаторов напряжения и счетчика который к ним подключается; сбор данных на основании которых определяются:
- степень загрузки ТТ по первичному току (по значениям тока исходя из суточной ведомости в самый короткий и самый длинный день года или значениям потребления ЭЭ на основе протоколов почасовой регистрации в самый короткий и самый длинный день или на основе имеющихся профилей нагрузок);
- степень загрузки вторичных цепей ТТ и ТН;
- процент потерь напряжения во вторичных цепях напряжения от ТН до счетчика;
- принципиальные электрические и монтажные схемы цепей вторичной коммутации тока и напряжения;
- места установки ТТ ТН счетчиков.
В результате анализа полученной информации и технико-экономических проработок даются рекомендации по созданию ИИК удовлетворяющих требованиям НП "АТС" а именно:
- ТТ ТН установленные вблизи границы балансовой принадлежности остаются на прежних местах.
Необходимо определить места установки счетчиков: счетчики либо оставляют на прежних местах либо устанавливают на вновь созданных панелях.
После определения специалистами изменений которым будет подвержен существующий ИИК приступают к следующему этапу работ.
Этап второй. Создание рабочей документации по реконструкции ИИК; закупка поставка на объект монтаж наладка и запуск оборудования в эксплуатацию; метрологическая аттестация ИИК как единичного средства измерения.
Этап третий. Выбор архитектуры АИИС КУЭ и способа передачи данных в НП "АТС" создание рабочей документации закупка поставка на объект монтаж наладка и запуск оборудования в эксплуатацию; метрологическая аттестация АИИС КУЭ как единичного средства измерения; создание программного обеспечения и документов различных выходных форм; создание автоматизированных рабочих мест (АРМ) на электростанциях. Создание АИИС КУЭ включает в себя следующие этапы:
Предпроектное обследование (1-3 месяца) включает в себя: документальное обследование и инструментальное обследование.
Итогом работы по данному этапу являются заполненный Опросный лист и составленный Отчет о предпроектном обследовании предприятия.
Техническое задание (2-3 месяца) включает в себя: разработку ТЗ на АИИС и МВИ экспертизу ТЗ в НП «АТС».
Проектирование (2-3 месяца) включает в себя: разработку технического проекта в соответствии с НП «АТС» разработку рабочей документации согласно НП «АТС» разработку проекта МВИ экспертизу технорабочего проекта по НП «АТС».
Ввод в действие (6-9 месяцев) включает в себя: аттестацию МВИ и внесение МВИ в Федеральный реестр подготовку персонала поставку оборудования строительно-монтажные работы пусконаладочные работы сертификацию АИИС как единичного экземпляра средства измерения проведение предварительных испытаний и опытной эксплуатации проведение приемочных испытаний и сдача системы в постоянную эксплуатацию установление соответствия АИИС техническим требованиям ОРЭ расчет и присвоение коэффициентов класса качества измерительных каналов.
ИТОГО: общее время внедрения АИИС КУЭ составляет 11-18 месяцев.
3 Краткая характеристика объекта
Хризотил 3 и 4 групп применяется для производства прокладочных материалов хризотилцементных труб для водопровода канализации нефте- и газоводов.
и 6 группы хризотила применяются при производстве фрикционных материалов (тормозные колодки) стройматериалов (кровельные и стеновые панели).
Из отходов обогащения и вскрышных пород вырабатываются нерудные строительные материалы: щебень смеси фракций отсев гранитный или каменный - посыпка крупнозернистая и песчано-щебеночные смеси.
Добычей и подачей руды на обогатительную фабрику занимается Рудоуправление включающее себя железнодорожный цех горный цех и цех по производству невзрывчатых компонентов эмульсионных взрывчатых веществ. Техническая оснащенность Рудоуправления - это 17 экскаваторов различной мощности 2 погрузочные машины Komatsu 4 буровых станка DML и СБШ 14 тяговых агрегатов ПЭ-2М более 100 думпкаров и т.д
Производственно-сервисное управление является вспомогательным подразделением комбината обеспечивающим комбинат электроэнергией теплом водой телефонной связью транспортом кислородом запасными частями нестандартным оборудованием осуществляющим грузовые и пассажирские перевозки работы по ремонту зданий и сооружений и по строительству. В состав ПСУ входят : ремонтно-строительный цех (РСЦ) ремонтно-механических цех (РМЦ) энергетический цех (ЭЦ) автотранспортный цех (АТЦ) и цех хозяйственных машин (ЦХМ).
Схема внешнего электроснабжения от энергосистемы в соответствии с условиями присоединения мощности (приложение к договору услуг на присоединение к сети) должна соответствовать требованиям надежности питания электроприемников II категории надежности.
Энергоснабжение осуществляется в соответствии с заключаемым договором от электрических сетей.
Мощность электроприемников первой категории надежности электроснабжения (противопожарные устройства охранная сигнализация) в общую нагрузку не входят.
Основная нагрузка приходится на обеспечение тяги для работы в карьере а также на электроснабжение потребителей промплощадок где осуществляется основной технологический процесс по добычи вывозу и распределению полезных ископаемых.
4 Разработка схемы функциональной структуры
Функциональная схема структуры АИИС КУЭ включает в себя рассмотрение основных Информационных связей между уровнями ИИК и ИВК внутри информационной сети комбината.
Схема представлена на рисунках 3.2 3.3. Информационные связи между уровнями ИИК и ИВК осуществляются в АИИС КУЭ комбината по выделенным двухпроводным линиям полудуплексной и симплексной связи каналам сотовой связи стандарта GSM (ПН8 ПН9):
а)основной канал полудуплексной связи предназначен для считывания данных по интерфейсу RS-485 счетчика скорость передачи данных 9600 бс период опроса 30 мин;
б)резервный канал полудуплексной связи предназначен для считывания данных по интерфейсу RS-485 счетчика скорость передачи данных 9600 бс период опроса 30 мин;
в)резервный канал сотовой связи стандарта GSM предназначен для считывания данных по интерфейсу RS-485 счетчика скорость передачи данных 9600 бс период опроса 1 раз в сутки;
г)каналы телесигнализации – каналы симплексной связи предназначенные для получения сигналов от датчиков положения коммутационного оборудования скорость передачи данных 100 бс непрерывно каждые 15 сек.
Рисунок 3.2 - Функциональные блоки структуры АИИС КУЭ
Рисунок 3.3 – Автоматизированные функции на уровне ИВК
В каналах полудуплексной связи обмен данными между уровнями АИИС КУЭ МЛЗ происходит в соответствии со следующими стандартами:
а)ГОСТ Р МЭК 870-5-1 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел1. Форматы передачи передаваемых кадров;
б)ГОСТ Р МЭК 870-5-2 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел2. Процедуры в каналах передачи.
Контрольный доступ ИАСУ КУ НП «АТС» к каждому из счетчиков в рамках процедуры технического контроля осуществляется по каналам сотовой связи стандарта GSM скорость передачи данных 9600 бс протокол обмена – Mobdus-подобный протокол счетчика.
Предлагаемая схема построения измерительных каналов АИИС КУЭ представлена на рисунке 3.4
ИИК – измерительно-информационный комплекс точки измерений обеспечивающий автоматическое проведение измерений. В состав ИИК входят:
измерительные трансформаторы тока и напряжения (ТТ и ТН) количество которых определяется схемой измерения;
счетчики электрической энергии (СЧ
вторичные измерительные цепи (ВИЦ).
ИВК – информационно-вычислительный комплекс – совокупность функционально объединенных программных информационных и технических средств предназначенных для задач сбора обработки и хранения результатов измерений поступающих от ИИК.
Модуль интерфейсов – устройство относящееся к каналообразующей аппаратуре и предназначенное для преобразования интерфейса RS-485 в интерфейсы RS-232 и ПДС.
Плата ПДС – устройство относящееся к каналообразующей аппаратуре и предназначенное для преобразования (конвертирования) интерфейса ПДС в интерфейс RS-232.
Устройство сервисное – устройство предназначенное для преобразования (конвертирования) интерфейса RS-485 в интерфейс RS-232.
Приемник меток времени GPS (ПР GPS) – устройство предназначенное для преобразования эталонных сигналов времени передаваемых через спутниковую систему GPS в сигналы проверки времени (СПВ).
Рисунок 3.4 – Схема построения измерительных каналов АИИС КУЭ
5 Состав технического обеспечения
Измерительный канал включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) их вторичные цепи счетчики электрической энергии.
Измерительная обмотка трансформаторов тока используется только для подключения токовых обмоток счетчика.
Выбор трансформаторов тока используемых для коммерческого учета обусловлен:
Требованиями Правил устройства электроустановок;
Требованиями метрологического обеспечения достоверности коммерческой информации РД 34.11.325-90.
Трансформаторы тока (ТТ) в соответствии с требованиями Правил устройств электроустановок выбираются по следующим условиям:
По конструкции и роду установки
По напряжению электроустановки (сети) Uном т.т. > U сети
По номинальному току.
Т.Т. по первичному току выбирается из ряда номинальных значений первичного тока согласно ГОСТ 7746-89.
I1ном т.т> I1раб т.т. где: I1ном т.т – номинальный рабочий ток электроустановки; I1раб т.т.– максимальный рабочий ток электроустановки.
Допускается применять трансформаторы тока с завышенным коэффициентом трансформации ( по условиям электродинамической и термической стойкости) если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке ТТ будет соответствовать не менее 40% номинального тока счетчика а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 % ( ПУЭ изд.6 п 1.5.17.)
Для проверки по допустимой нагрузке вторичной обмотки выбирается трансформатор тока с наиболее загруженной вторичной обмоткой при этом во вторичную нагрузку кроме сопротивления приборов (Sприб) включается сопротивление вторичных контрольных проводов Zпров и сопротивление контактов Rконт ( как правило принимается 0.1 Ом) т.е учитывается мощность теряемая в этих элементах.
Для коммерческого учета электрической энергии на Вв1-35 и Вв2-35 предлагается использовать трансформаторы тока в выключателях ТВ-35 и трансформаторы напряжения ЗНОМ-35 (Для учета требуется 3 трансформатора по 3 фазам).
Каждый вводной счетчик должен быть запитан от ТН своей секции (ВВ-1-35 от ТН-1-35 ).
Для коммерческого учета согласно требованиям вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть нагружены не менее 40% с учетом рассчитанных длин вторичных цепей учитывая характеристики прибора учета.
При этом важно в цепях учета не должно быть подключено другого оборудования таких как релейная защита амперметры вольтметры.
На существующее оборудование 35 кВ имеется возможность смонтировать технический учет с использованием ТН-1-35 1секция и ТН-2-35 2 секция (ЗНОМ 35) и установленных ТТ ТВ-35.
Предлагается собрать балансовую группу Вв1-35 кВ Вв2-35 кВ ТМПУ 630035 1 секция ТМПУ 630035 2 секция ТМПУ 630035 3 секция шин 35 кВ. ТМН-400035 1 секция ТМН-400035 2 секция.
Предлагается организовать технический учет по секциям шин 6 кВ. При этом задействовать существующие ТН НТМИ-6 и ТТ ТПЛ-10.
При использовании установленных ТТ и ТН необходимо провести метрологическую поверку трансформаторов а также испытания специальным оборудованием и привлечением персонала аккредитованной электротехнической лабораторией.
В качестве приборов учета применяется счетчик электрической энергии СЭТ.4ТМ.03 02 – 20(рисунок 3.5) предназначенный для измерения прямой активной и реактивной энергии и имеющий следующие основные технические характеристики и функции:
)класс точности 02S по активной энергии по ГОСТ 30206 и 05 по реактивной энергии по ГОСТ 26035 (ПФ9);
)два цифровых независимых интерфейса RS-485;
)четыре программируемых импульсных интерфейса;
)оптопорт для автономного съема информации (ПН22);
)табло устройства индикации для визуального контроля и съема информации (ПН24);
)резервный блок питания для обеспечения работоспособности устройства индикации и интерфейсов связи при отсутствии напряжения в измерительных цепях. Блок питания подключается к автоматически резервируемым цепям питания от собственных нужд подстанции 220В 50Гц (ПН12).
Рисунок 3.5 – Внешний вид СЭТ.4ТМ.03
АИИС КУЭ комбината предоставляет возможность контрольного доступа со стороны ИАСУ КУ НП «АТС» для реализации процедуры технического контроля:
Контрольный доступ к ИВК осуществляется по коммутируемому каналу телефонной сети общего пользования закрытого модемом для коммутируемых и выделенных телефонных линий TAINET T-336Cx и обеспечивающий скорость передачи не менее 38400 бс коэффициент готовности не хуже 095. Протокол технического контроля согласовывается с НП «АТС».
Контрольный доступ к счетчикам в ИИК осуществляется по каналам сотовой связи стандарта GSM закрытых модемами сотовой связи S коэффициент готовности не хуже 09. Протокол обмена данными со счетчиками СЭТ-4ТМ.03 - Modbus-подобный протокол счетчика.
Технические средства узла учета размещаются в местах допускающих обслуживание в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации этих средств.
Подключения и отключения цепей питания и заземления а также цепей интерфейсов должны производиться при отключенном питании. Не допускается подключение нескольких проводников к одной клемме.
Перекрещивание и ответвление одиночных кабелей и пакетов в каналах должно выполняться с помощью стальных переходных мостиков.
Подведенные к оборудованию кабели и провода подключаются к нему через вводные гребенки (колодки) разъемы или клеммы установленные на оборудовании.
Разделка оконцевание и подключение к оборудованию или переходным устройствам кабелей и проводов должны осуществляться в соответствии с технологическими руководствами составленными с учетом требований ГОСТ и ТУ на кабели и провода.
Длина оголенной части жилы или провода от торца изоляции до места включения должна быть не более 20 и не менее 05 мм.
При подключении к оборудованию экранированного кабеля разрешается оставлять без экрана концы длиной не более 25 мм. При этом неэкранированные концы жил должны быть свиты попарно.
Монтаж счетчиков должен выполняться в соответствии с действующими Правилами технической эксплуатации электроустановок и Инструкцией по монтажу счетчиков.
Схема подключения электронного счетчика СЭТ.4ТМ.03 к трехфазной четырех-проводной сети через трансформаторы тока и напряжения приведена на рисунке 3.6 и в инструкции по монтажу счетчика.
Функционирование комплекса технических средств возможно осуществление в штатном и аварийном режимах
Совокупность технических средств объединяющая измерительные трансформаторы тока и напряжения вторичные измерительные цепи и счетчик электрической энергии представляет собой ИИК.
Рисунок 3.6 – Схема подключения счетчика к трехфазной техпроводной или четырехпроводной сети с помощью трех ТН и трехТТ
В штатном режиме функционирования ИИК выполняет следующие основные функции:
а)автоматическое измерение 30-мин приращений активной и реактивной энергии в точках измерения электроэнергии ОА «Оренбургские минералы»;
б)автоматическое измерение напряжений и токов в точках измерения электроэнергии для подтверждения диапазонов этих величин требованиям МВИ;
в)автоматическое выполнение измерений времени интервалов времени и автоматическая синхронизация (коррекция) времени (в составе СОЕВ) с точностью не хуже ±5 ссутки;
г)автоматическую регистрацию (в «журналах событий») событий сопровождающих процесс измерений и определяющих состояние средств измерений
д)автоматическое хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
е)возможность автоматического хранения 30-минутного профиля нагрузки на глубину не менее 35 суток;
ж)предоставление удаленного доступа к измеренным значениям параметров и «журналам событий» со стороны ИВК.
Совокупность технических средств объединяющая IBM-совместимые серверы и каналообразующую аппаратуру для обмена данными представляет собой ИВК.
В штатном режиме функционирования ИВК выполняет следующие основные функции:
а)автоматический регламентный сбор (каждые 30 минут) результатов измерений со всех ИИК;
б)автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и объектов измерений со всех ИИК;
в)автоматическое измерение времени интервалов времени и автоматическая синхронизация (коррекция) времени (в составе СОЕВ) с точностью не хуже ± 5 ссутки;
г)автоматическое хранение результатов измерений состояний средств и объектов измерений – не менее 35 лет;
д)автоматическую регистрацию событий (в «журналах событий»).
Совокупность технических средств объединяющая приемник меток времени GPS и устройства сервисные для основного и резервного сервера таймеры серверов и таймеры счетчиков представляет собой СОЕВ.
В штатном режиме функционирования СОЕВ обеспечивает автоматическое выполнение следующих основных функций:
а)привязку к единому календарному времени;
б)выполнение законченной функции измерения времени интервалов времени и синхронизацию (коррекцию) времени на всех уровнях АИИС КУЭ МЛЗ с точностью не хуже ±5 ссутки (ПА29);
в)учет временных характеристик (задержек) в линиях связи между компонентами СОЕВ.
Проектом предусмотрена возможность функционирования АИИС КУЭ МЛЗ в аварийных режимах вызванных:
а)отказами в системе основного питания технических средств на всех уровнях;
б)отказами в работе каналов связи между уровнями системы;
в)отказами любого технического средства на уровне ИВК.
При аварийных режимах функционирования вызванными отключением основного питания производится резервирование питания технических средств расположенных на уровне ИВК от источников бесперебойного питания. Счетчики электрической энергии на ГПП-1 имеют резервное питание с шин собственных нужд подстанции.
При аварийных режимах функционирования вызванных отказами в каналах связи между уровнями системы работоспособность АИИС КУЭ сохраняется вследствие организации основного и двух резервных каналов связи.
После восстановления работоспособности каналов АИИС КУЭ автоматически запускает процедуру довосстановления данных (ПН14).
С целью исключения потери работоспособности АИИС КУЭ при отказах технических средств на уровне ИВК в проекте предусмотрено использование основного и резервного сервера (с набором каналообразующей аппаратуры) осуществляющих одновременное функционирование независимо друг от друга и обеспечивающих обмен данными с уровнем ИИК в режиме с разделением времени.

рецензия Гареев.doc

Студента группы (шифр) 08-ЭС-5226 факультета Заочного
Гареева Артура Ниязовича
на тему: Проект АИСКУЭ промышленного предприятия.
Рецензент: Клюев Игорь
главный инженер службы Э Куйбышевской дирекции инфраструктуры – СП
Дипломный проект представленный на рецензию содержит пояснительную записку
на листах и чертежей.
Рецензия составляется в произвольной форме с освещением следующих основных
Аннотация дипломного проекта (основные положения значение характер
работы наличие элементов исследования использование ЭВМ).
Характеристика дипломного проекта.
Соответствие дипломного проекта условиям и объему задания кафедры.
Актуальность и научно-технический уровень проекта.
Научная и техническая ценность результатов проекта качество патентной
проработки вопросов.
Основные достоинства и недостатки дипломного проекта.
Обоснованность принципиальных решений убедительность аргументации
достаточность мотивировок авторитетность литературных источников.
Оценка методических приемов технико-экономических обоснований и
организационных вопросов.
Достаточность отражения вопросов охраны труда и гражданской обороны
безопасности движения поездов и безопасности жизнедеятельности.
Оценка дипломного проекта.
Качество пояснительной записки (стиль инженерная грамотность
Убедительность выводов и заключений.
Качество оформления графического материала в соответствии с требованиями
ЕСКД ЕСТД СниПов СПДС действующих нормативных документов и т.п.
Рекомендации по использованию дипломного проекта практическая ценность
Соответствие дипломного проекта студента квалификации инженера по
обучаемой специальности (специализации).
Дипломный проект Гареева А.Н. на тему «Проект АИСКУЭ промышленного
предприятия». В основу дипломного проекта положены:
- методика расчета электропотребления на основе графика движения
поездов и кривых поездного тока;
Закон РФ об обеспечении единства измерений;
Закон РФ об энергосбережении.
Тяговые расчеты проводился при помощи программных средств Кортэс.
Актуальность темы определяется созданием единой системы измерений на
оптовом рынке которая обеспечивается наличием узаконенной методики
измерений основанной на учетных зонах организованных по принципу
обеспечения баланса электроэнергии.
Коммерческая ответственность за достоверность измерений на оптовом
рынке обеспечивается оплатой возникающего в результате этих измерений
сверхнормативного небаланса между участниками измерений в учетной зоне
коммерческого учета.
Основная цель дипломного проекта – проект автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии для получения субъектами договора
электроснабжения и другими заинтересованными лицами данных учета поставки
товарной продукции (электроэнергии мощности) для организации коммерческих
Данная работа по подготовке к внедрению системы АИИС КУЭ носит
практический характер. К достоинствам можно отнести специфику проекта с
точки зрения выбора архитектуры системы учета на стороне 04 кВ. Технически
грамотно выбрано решение по автоматизации учета электроэнергии а также
средств измерительных каналов АСКУЭ.
Недостаточно проработан вопрос учета других видов энергоресурсов и их
место в составе предлагаемой системы.
Разработанный проект полностью удовлетворяют требованиям ПУЭ и ПТЭЭП
предъявляемых к данным системам учета.
Объем и качество проработки дипломного проекта свидетельствуют о
высокой степени общей подготовленности Гареева А.Н. по общетехническим и
специальным дисциплинам. Качество выполнения проекта свидетельствует об
умении Гареева А.Н. использовать литературу по специальности существующие
стандарты нормативно-технические и руководящие документы.
Документация дипломного проекта выполнена в соответствии с требованиями
стандартов графический и иллюстрационный материал отражает материалы
дипломного проекта в полном объеме.
Пояснительная записка диплома выполнена машинописным шрифтом на ПЭВМ на
уровне отвечающем требованиям отчета по НИОКР а графический материал – в
соответствии с требованиями ГОСТов и стандартов.
Материалы представленные в дипломном проекте могут быть использованы в
качестве рекомендаций по использованию при проведении проектных работ по
автоматизации системы коммерческого учета электроэнергии на предприятии.
Оценка проекта рецензентом: ХОРОШО
Заключение рецензента о соответствии студента присвоению квалификации
(указать наименование) по специальности (указать код и наименование):
Дипломный проект представленный Гареевым А.Н. представляет собой
завершенную работу а Гареев А.Н. соответствует присуждения ему
квалификации инженера путей сообщения по специальности 190401 –
Электроснабжение железных дорог.
С рецензией ознакомлен

Литература.doc

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Справочник по электроснабжению железных дорог. – Том 2. Под ред. К.Г.
Маркварда – М.: Транспорт 1981. – 392 с.
Бесков Б. А. и др. Проектирование систем электроснабжения электрических
железных дорог. - М.: Трансжелдориздат2003. - 471с.
Тяговые подстанции [Текст]: Учеб. для вузов ж.-д. транспорта. Ю. М.
Бей Р. Р. Мамошин В. Н. Пупынин М. Г. Шалимов - М.: Транспорт 1986. -
Экономика железной дороги. Официальное издание нормативных правовых
актов России. №2 2002 г.
Безопасность жизнедеятельности. Ч.1. Безопасность жизнедеятельности на
железнодорожном транспорте: Учебник для вузов ж.-д. транспорта К.Б.
Кузнецов В.К. Васин В.И. Кунаев ЕД. Чернов; Под ред. К.Б. Кузнецова.-
М.: Маршрут 2005. - 576 с.
Общие вопросы охраны трудаСост. Е.Г.Панов Ю.М. Григорьев.-
Дубна:Феникс+2005.-672 с.
Организация работы по охране труда на предприятии (практическое
Крупенин С.С. Требования пожарной безопасности при эксплуатации
разработке и проектировании зданий сооружений и объектов
железнодорожного транспорта: Справочные материалы. - Екатеринбург: Из-во
УрГУПСа 2003. -126 с. 1.12 ЛНИИТЭИ. Железнодорожный транспорт. Серия
«Безопасность труда».
Бродский А.К. Общая экология: Учебник для студ. Высш. учеб.
заведений.А.К. Бродский.- 2-е изд.- М.:Изд. Центр «Академия» 2007.- 256
Экология и безопасность жизнедеятельности: Учеб пособие для вузовПод
ред. Муравья ЛА.-М.: ЮНИТИ-ДАНА 2000. -413 с. 2.10. ЦНИИТЭИ.
Железнодорожный транспорт. Серия «Экология и железнодорожный транспорт».
Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Гражданская оборона: Учеб.
Пособие для студентов ж.д. транспорта под ред. М.А. Шевандина. - М.:
Организация и ведение гражданской обороны и защиты населения и
территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера
(учебное пособие для преподавателей организаций и учреждений)Под ред.
Методические указания «Методика оценки устойчивости работы объекта при
воздействии электромагнитного импульса ядерного взрыва при аварии на АЭС»
«СЭТ инструкция по монтажу и паспорт ДЯИМ.411152.003ПС». Н-Новгород.:
Изд. Elster Метроника 2006.35с.
Правила устройства электроустановок. Сельмое издание. Дополнительное с
ГОСТ12.1.01991 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и
номенклатура видов защиты. М.: Госстандарт 2001.
«Типовые технические требования к средствам автоматизации контроля и
учета электроэнергии и мощности для АСКУЭ энергосистем». – М.: РАО «ЕЭС
России» октябрь 1994г.
«Концепция создания автоматизированной системы оперативно-коммерческого
учета электроэнергии на федеральном оптовом рынке электроэнергии и
мощности». - М.: РАО «ЕЭС России» 1997г.

08 Первый раздел ДП.docx

1 РАСЧЕТ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
К основным параметрам системы тягового электроснабжения относятся: расстояние между тяговыми подстанциями мощность тяговых подстанций и площадь сечения проводов контактной сети. В дипломном проекте расстояние между тяговыми подстанциями задано исходными данными.
Произведем расчет и выбор основных параметров системы тягового электроснабжения (мощности тяговой подстанции и площади сечения проводов контактной сети) для расчетного участка Оренбург (0 км) – Чебеньки (53 км) – Саракташ (105 км).
На рис.1.1 представлена схема электроснабжения расчетного участка.
Рисунок 1.1 - Схема электроснабжения расчетного участка
Оренбург – Чебеньки - Саракташ
В дипломном проекте тяговые и электрические расчетов были выполнены в программном комплексе КОРТЭС.
Проведение тяговых расчетов предусматривает следующий порядок:
Спрямление и приведение профиля пути.
Определение массы состава и поезда.
Построение диаграммы удельных ускоряющих сил в режиме тяги.
Построение диаграммы замедляющих сил в режиме выбега и при служебном торможении.
Решение уравнение движения поезда графическим методом с построением кривых скорости и времени.
Определение общего и удельного расхода энергии на тягу поезда.
Проверка нагревания тяговых электродвигателей.
На базе программного комплекса Кортэс была произведена следующая работа:
Были введены параметры расчетного участка: профиль пути существующие ограничения скорости.
Были введены параметры электроподвижного состава: масса и длина поезда (масса поезда для поездов повышенной массы была принята равной 9000 тонн);
Были ввели дополнительные параметры: начальная скорость движения – 0 кмч начальная температура движения – 15°С; расчет выполнялся без использования рекуперации.
Были произведены расчеты для нечетного и четного направлений движения поездов;
По результатам тяговых расчетов были построены кривые тока (рис.1.1).
Результаты тяговых расчетов представлены в Приложении А.
2 Расчет и выбор основных параметров системы тягового электроснабжения
Выполнение раздела начинается с расчёта мощности подстанций мощности их понизительных трансформаторов.
Трансформаторы выбираются по ГОСТ 14209-85 согласно которому при сроке службы 25 лет средняя относительная интенсивность износа его изоляции не должна превышать единицы а температура наиболее нагретой точки обмотки и верхних слоёв масла не должна быть больше нормативных.
В изложенной ниже методике при расчёте относительной интенсивности износа изоляции трансформатора принимается что размеры движения и расход электроэнергии на тягу поездов в осенне-зимний период не выше чем в весенне-летний. Расчёт ведётся в предположении что износ изоляции обмоток происходит только в период восстановления нормального движения после “окна”. При этом учитываются три режима движения поездов определяющих температуру обмоток и масла. Режим нормального движения поездов режим движения поездов после "окна" и режим наибольшего размера движения поездов на участке.
Для каждого из этих режимов определяются токовые нагрузки подстанций; средний и эффективный ток. Расчет нагрузок фидеров расчетной подстанции и ее понизительных трансформаторов ведем по полному току поезда.
Ниже приведена методика расчета и выбора мощности тяговой подстанции.
Среднее значение поездного тока и среднее значение его квадрата (квадрат эффективного тока) могут быть определены по формулам:
где n0-количество отрезков на кривой поездного тока; -среднее значение тока поезда за рассматриваемый промежуток времени t-время хода поезда по фидерной зоне.
Рисунок 1.2 - Графики поездного тока: а – нечетное направление б – четное направление
Результаты расчета токов приведены в табл.1.1.
Таблица 1.1 – Результаты расчета средних и эффективных токов
Квадрат эфф. тока А²
Эти токи являются исходными для расчёта нагрузок фидеров подстанций постоянного тока и нагрузок плеч подстанций переменного тока от всех поездов проходящих по участку.
Рисунок 1.3 - Средние и эффективные токи
Рекомендуется одновременно найти средние значения неразложенных поездных токов для одной фидерной зоны двустороннего питания которые будут использованы в дальнейшем для расчёта потерь электроэнергии.
Зная средние и эффективные значения поездного тока отнесённого к фидеру можно найти средние и эффективные токи фидера от всех поездов. Для этого воспользуемся формулами которые при однотипных поездах имеют вид:
для эффективных токов при двустороннем питании:
Здесь nф - наибольшее число поездов в фидерной зоне равное:
-заданный минимальный интервал между поездами (см. исходные данные);
N-число пар поездов в сутки при нормальном режиме определяется по формуле (1.7);
N0-пропускная способность участка дороги в сутки определяется по формуле (1.8).
Рисунок 1.4 - Время хода поезда по фидерным зонам
Среднесуточные размеры движения поездов по четному и нечетному пути или иначе число пар поездов в сутки при нормальном режиме определяются следующим образом:
Таблица 1.2 – Результаты расчета фидерных зон
Количество поездов могущих одновременно занимать фидерную зону
Максимальное количество поездов за сутки
Количество поездов за сутки
Интенсивность движения в режиме нормальной работы участка
Средние токи фидеров для режима NNo
Средние токи фидеров для режима 09
Средние токи фидеров для режима 1
Эффективные токи фидеров для режима NNo
Эффективные токи фидеров для режима 09
Эффективные токи фидеров для режима 1
Рисунок 1.5 - Токовые нагрузки фидеров в различных режимах
где М-грузопоток ткмкм (см. исходные данные);
КT - коэффициент тары 045;
Q - масса поезда т. (см. исходные данные);
Кн - коэффициент годовой неравномерности движения 11—15.
Пропускная способность участка дороги в сутки определяется следующим образом:
В данном случае найденное значение nф не следует округлять. По формулам (1.3 - 1.4) определяют средние токи всех фидеров расчётной подстанции участка постоянного и переменного тока а также квадраты эффективных токов для трех возможных режимов:
- режима нормальной работы участка ();
- режима после окна ();
- режима наибольшей пропускной способности ().
Далее находятся линейные нагрузки.
Для двухпутного участка средние токи плеч
и квадраты эффективных токов плеч
Из формул видно что фидерные токи зависят от коэффициента использования пропускной способности (). Его следует брать каждый раз соответствующим расчетному режиму.
Таблица 1.3 – Расчет токов плеч тяговой подстанции
Плечи тяговой подстанции
Токи плеч для режима NNo
Токи плеч для режима 09
Токи плеч для режима 1
Эффективные токи плеч для режима NNo
Эффективные токи плеч для режима 09
Эффективные токи плеч для режима 1
Квадраты эффективного тока обмоток
Наибольший ток обмотки
Рисунок 1.6 - Токовые нагрузки плеч тяговой подстанции в различных режимах
Нагрев масла в трехфазном силовом трансформаторе определяется потерями в обмотках трёх фаз которые при несимметричной нагрузке неодинаковы. Для учета этого обстоятельства можно оперировать эквивалентным эффективным током фазы который вызовет при симметричной нагрузке те же потери что и действительные несимметричные нагрузки.
Формулы для расчета квадрата эффективного тока обмоток "а" и "b" в предположении что углы сдвига фаз средних нагрузок на обеих плечах равны имеют вид:
Выражение 1.10 рассчитывается для режима наибольшей пропускной способности т.е. при . За ток Iэ наиб. принимается больший из токов Iаэ и Ibэ.
Эквивалентные по нагреву масла токи обмотки (при том же предположении) находятся по формуле:
По этой формуле находят эквивалентный по нагреву масла ток обмотки при нормальных размерах движения т.е. для и в период восстановления нормального графика движения после окна т.е. для .
Для дальнейших расчетов выбираем по каталогу трансформатор мощностью Sн принимаемой в качестве базовой.
В большинстве случаев для подстанций переменного тока можно принять ее равной 25 МВА. Тогда мощность понизительного трансформатора которую допустимо использовать для тяги Sнт определится из выражения:
где Kу - коэффициент участия районной нагрузки в максимуме.
Sp - мощность районной нагрузки МВА (см. исходные данные).
Далее находится часть номинального тока приходящаяся на тягу поездов по формуле:
где Uш - напряжение на вторичной обмотке силового понизительного трансформатора равное 275 кВ для подстанций переменного тока и 105 кВ для подстанций постоянного тока.
Для расчета средней интенсивности износа изоляции обмотки трансформатора определим отношения:
В данной формуле значения числителей представляют собой значения для трех режимов рассчитанных ранее.
Если окажется что kmax>15 то уже на этом этапе следует выбрать следующие более мощные трансформаторы.
После определения этих отношений следует найти среднюю интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора в сутки предоставления окна:
Здесь 0ном - номинальная температура наиболее нагретой части обмотки равная 98 С;
ссг - температура окружающей среды в период восстановления нормального движения поездов (см. исходные данные);
-коэффициент равный 0115 1ос.
В последнем выражении
Величины b a g и h постоянные апроксимирующие зависимости разности температур "обмотки-масло" и "масло-окружающая среда" (а=20.5; b=2.5; g=39.7; h=15.3С);
t0 - среднее время хода по фидерной зоне поездов основного типа в чётном и нечётном направлениях;
M - постоянная времени масла; её можно принять равной 25ч для трансформаторов мощностью до 32 МВА и 35ч - для трансформаторов большей мощности;
- коэффициенты расчет которых приведен в выражении 1.14.
По полученной средней интенсивности износа производится пересчет номинального тока. Находится такой расчетный номинальный ток при котором относительная интенсивность износа изоляции будет нормальной по формуле:
где nсг - число суток с предоставлением окон за год в курсовом проекте можно принять равным 23 числа суток в весенне-летний период (см. исходные данные).
Если полученное значение тока Ioном>Iнт то следует выбрать следующий из ряда трансформаторов большей мощности а расчеты выполнить заново. И так до тех пор пока не выполнится условие Iоном ≤ Iнт.
Выбранные по износу изоляции трансформаторы должны быть проверены по наибольшему допустимому току и наибольшим допустимым температурам обмотки и масла.
Наибольшая температура масла может быть определена по формуле:
а обмотки по формуле:
Если окажется что >95С или >140С то надо принять к установке следующие по мощности трансформаторы.
Значения входящих в формулы (1.20 и 1.21) величин определены ранее.
На тяговых подстанциях обычно устанавливают два силовых понизительных трансформатора одинаковой мощности. Учитывая это необходимо выбрать номинальную мощность трансформаторов тип трансформаторов и их характеристики.
В Приложении Б приведены подробные промежуточные результаты расчета для расчетного участка.
Площадь сечения проводов контактной сети определяется экономическим расчетом с последующей проверкой на нагревание.
Для проводов контактной сети можно принять что с ростом площади сечения уменьшаются потери энергии но возрастают капитальные затраты. Отсюда следует что необходимо найти оптимальное сечение при котором приведенные расходы будут наименьшими. Общеизвестно что зависимость приведенных затрат от площади сечения в области экономического сечения имеет пологий минимум а это дает возможность при выборе типа подвески допустить некоторое отклонение от экономического сечения. Если решается вопрос пропуска поездов с наибольшими скоростями движения то не следует площадь сечения брать больше экономической т.к. её увеличение от этого уровня на 30% даёт приращение скорости всего на 1%.
Таблица 1.4 – Результаты расчета трансформатора
Мощность понизительного трансформатора
Часть номинального тока приходящаяся на тягу поездов
Наибольшая температура обмотки
Наибольшая температура масла
Средняя интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора
Трансформаторы принятые к установке
Расчет необходимой площади сечения проводов контактной сети производится для двух схем питания. Для системы постоянного тока это узловая и параллельная схемы питания путей а для переменного тока это раздельная схемы питания путей.
Расчет производится для одной межподстанционной зоны для этого выбирается наиболее нагруженная зона.
Расчет экономической площади сечения проводов контактной сети в медном эквиваленте
для одной фидерной зоны двухстороннего питания при сроке окупаемости 8 лет можно провести по формуле:
где Во-годовые удельные потери в проводах контактной сети рассматриваемой фидерной зоны кВтчОмгод.
Величина удельных потерь энергии находится по формуле:
где Агод - годовые потери энергии в проводах фидерной зоны кВтч;
rэкв – сопротивление омическое или активное параллельно соединенных проводов контактной сети одного пути (при узловой и параллельной схемах сопротивление всех проводов всех путей как параллельно соединенных) Омкм;
l – длина фидерной зоны км.
При раздельной схеме питания контактной сети путей величины Во и Sмэ рассчитываются для каждого пути отдельно.
Величина годовых потерь
где Асут - потери энергии в контактной сети фидерной зоны за сутки кВтч.
Для определения величины Асут на одном пути при отсутствии рекуперации двустороннем питании однотипных поездах можно воспользоваться следующими формулами.
Раздельная схема питания путей при отсутствии рекуперации
Узловая схема питания путей
Параллельная схема питания путей
В формулах 1.25 - 1.27:
Ачет Анеч - расход энергии на движение одного поезда по четному и нечетному пути соответственно кВч;
tчет tнеч - время хода поездом на четном и нечетном пути соответственно час;
tmчет tmнеч - время хода поездом под током на четном и нечетном пути соответственно час;
Nчет Nнеч - среднесуточные размеры движения по четному и нечетному пути;
n - наибольшее число пар поездов могущих одновременно занимать фидерную зону;
rэкв – сопротивление всех проводов обеих путей Омкм;
l – длина фидерной зоны.
АT - расход энергии на движение всех поездов за период Т=24 часа по обоим путям фидерной зоны кВч;
U - напряжение в контактной сети кВ.
Величина АT определяется следующим образом:
АT = Nчет Ачет + Nнеч Анеч (1.28)
Расход электрической энергии на движение одного поезда определяется по неразложенной кривой по следующим формулам:
Для участков переменного тока
где Uср - среднее расчетное напряжение в контактной сети 25 кВ;
Км -коэффициент мощности нагрузки равный 085.
При расчете потерь электроэнергии в проводах контактной сети переменного тока в формулу 1.29 необходимо вместо величин расхода электроэнергии на тягу поездов подставить произведение КэфА где Кэф - условный коэффициент эффективности который может быть принят равным 0.97. Величина напряжения входящая в эти же формулы должна быть заменена расчетным значением выпрямленного напряжения приведенного к стороне высшего напряжения трансформатора электровоза Ud равной 225кВ.
Таблица 1.5 – Расчет экономической площади сечения
Расход энергии при движении одного поезда по фидерной зоне нечетного пути
Расход энергии при движении одного поезда по фидерной зоне четного пути
Определим расход энергии от всех поездов за сутки по нечетному пути
Определим расход энергии от всех поездов за сутки по четному пути
Удельные потери энергии для раздельной схемы (нечетный путь)
Удельные потери энергии для раздельной схемы (четный путь)
Удельные потери энергии для узловой схемы
Экономическая площадь сечения в медном эквиваленте для раздельной схемы (нечетный путь)
Экономическая площадь сечения в медном эквиваленте для раздельной схемы (четный путь)
Экономическая площадь сечения в медном эквиваленте для узловой схемы
Контактная подвеска принятая к установке
Активное сопротивление
Реактивное сопротивление
Эффективный ток фидера
В общем случае при расчете расхода энергии необходимо учитывать повышенный расход энергии в зимнее время введением коэффициента Кз=108 и дополнительные расходы энергии на производство маневров и собственные нужды электровозов введением коэффициента КА=103.
При узловой схеме питания полученное значение площади сечения проводов контактной сети необходимо разделить на два и далее выбрать тип контактной подвески с указанием допустимой нагрузки по току а также найти электрическое сопротивление.
В Приложении Б приведены подробные промежуточные результаты расчета.
Рисунок 1.7 - Экономическая площадь сечения для различных схем питания
Проверка на нагревание проводов как при постоянном так и при переменном токе производится сравнением наибольших эффективных рабочих нагрузок фидеров с допустимыми для данного типа подвески.
Расчет производится для одной наиболее нагруженной фидерной зоны.
Определение величины эффективного тока фидера выполняется для одного пути наиболее нагруженной фидерной зоны при раздельном питании путей по формуле:
где U -среднее расчетное напряжение в контактной сети (3 или 25) кВ;
- суммарное полное время хода всех поездов по фидерной зоне ч;
N -количество поездов проходящее за сутки по наиболее нагруженному пути фидерной зоны в нормальном режиме.
Выражения и можно найти следующим образом:
В том случае если полученное значение эффективного тока больше допустимого тока подвески то необходимо увеличить экономическую площадь сечения до величины достаточной по условию нагрева.
По описанной выше методике были проведены проверочные расчеты выбранной площади сечения проводов контактной сети. Проверочные расчеты показали что все типы контактной сети соответствуют условиям нагрева (не превышают допустимых значений).

Безопасность и экологичность проекта.doc

5 Безопасность и экологичность проекта
1 Защита человека от поражения электрическим током
Работа по охране труда на предприятии направлена на создании наиболее
благоприятных условий для высокопроизводительного труда максимальное
сокращение ручного малоквалифицированного и тяжелого физического труда
улучшение техники безопасности предупреждение производственного
травматизма и профессиональных заболеваний строгое соблюдение
законодательства о труде.
Охрана труда – это система обеспечивающая безопасность жизни и
здоровья работников в процессе трудовой деятельности включая правовые
социально-экономические организационно-технические санитарно-
гигиенические реабилитационные и иные мероприятия.
Охрана труда охватывает следующие вопросы:
- правовые – основы законодательства по охране труда трудовое
- технические – техника безопасности и пожарная безопасность;
- санитарные – гигиена труда и производственная санитария;
- организационные – обучение работников контроль за выполнением
Поражение электрическим током происходит в результате прикосновения к
токоведущим частям или корпусу прибора или аппарата находящегося под
напряжением а также при попадании человека под шаговое напряжение.
Защита человека от напряжения электрическим током обеспечивается
техническими и организационными мероприятиями.
К организационным мероприятиям обеспечивающим безопасность работы в
электроустановках относятся:
- оформление работы нарядом или распоряжением;
- надзор во время работы;
- оформление перерыва в работе переводов на другое рабочее место
Наряд есть письменное распоряжение на работу в электроустановках
определяющее место время начала и окончания работы условия ее безопасного
проведения состав бригады и лиц ответственных за безопасность работ.
По на наряду должны производиться:
- работы выполняемые с полным снятием напряжения;
- работы выполняемые с частичным снятием напряжения;
- работы выполняемые без снятия напряжения вблизи и на токоведущих
частях находящихся под напряжением.
По распоряжению могут производиться:
- работы без снятия напряжения вдали от токоведущих частей
находящихся под напряжением;
- кратковременные и небольшие по объему работы с полным или частичным
снятием напряжения а также без снятия напряжения вблизи и на токоведущих
частях находящихся под напряжением выполняемые оперативным персоналом или
под его наблюдением.
Ответственными за безопасность работ являются:
- лицо выдающее наряд отдающее распоряжение;
- ответственное лицо оперативного персонала – допускающий;
- ответственный руководитель работ;
- производитель работ;
Для подготовки рабочего места при работах с частичным или полным
снятием напряжения должны быть выполнены в указанной ниже
последовательности следующие технические мероприятия:
- производство необходимых отключений и принятие мер препятствующих
подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или
самопроизвольного включения коммутационной аппаратуры;
- вывешивание плакатов: «Не включать – работают люди» «Не включать –
работа на линии» «Не открывать – работают люди»;
- присоединение к «земле» переносных заземлений. Проверка отсутствия
напряжения на токоведущих частях на которые должно быть наложено
- наложение заземлений (непосредственное после проверки отсутствия)
т.е. включение заземляющих ножей или там где они отсутствуют наложение
переносных заземлений;
- ограждение рабочего места и вывешивание плакатов: «Стой – высокое
напряжение» «Не влезай – убьет» «Работать здесь» «Влезать здесь». При
необходимости производится ограждение оставшихся под напряжением
токоведущих частей; в зависимости от местных условий установка этих
ограждений выполняется до или после наложения заземлений.
При оперативном обслуживании электроустановки двумя лицами в смену
перечисленные в настоящем пункте мероприятия должны выполняться вдвоем.
При единоличном обслуживании они могут выполняться лицом за
исключением наложения переносных заземлений в установках напряжением выше
Для уменьшения опасности поражения током применяют ряд мер основными
из которых являются:
- защитное заземление;
- применение пониженного напряжения;
- закрытие токоведущих частей и их изоляция;
- применение изолирующих подставок резиновых перчаток исправного
инструмента отвечающего нормам техники безопасности и т.п;
- сигнализация при случайном заземлении какой-либо точки при случайном
Защитным заземлением называется металлическое соединение с землей
нетоковедущих металлических частей установки. Как правило заземляются
корпуса электрических машин и аппаратов каркасы щитов оболочки кабелей
металлические фермы и колонны.
Присоединение корпусов передвижных установок или ряда мелких
приемников к местным заземлениям встречает значительные затруднения. В этих
случаях при необходимости осуществляется зануление – корпуса или защитные
оболочки установок присоединяются к специальным жилам кабелей или к
специальным проводам которые соединены с заземлением в месте питания или с
другими заземлениями электрической сети.
Если человек находится в условиях когда уменьшается сопротивление
человеческого тела за счет снижения сопротивления рогового слоя опасными
становятся уже напряжения в несколько десятков вольт. Поэтому для питания
электроприемников в этих случаях применяется пониженное напряжение.
Источником энергии с пониженным напряжением обычно являются
трансформаторы. При ремонте и чистке паровых котлов внутри где тело имеет
хороший контакт с металлическими поверхностями применяется напряжение не
Для того чтобы исключить возможность прикосновения все токоведущие
части установок должны быть надежно изолированы или закрыты. Там где по
условиям эксплуатации токоведущие проводники прокладываются открыто в
помещениях или на открытом воздухе например на высоковольтных подстанциях
доступ в высоковольтную часть разрешен только дежурному персоналу а работа
на таких установках производится специальным персоналом по особым пропускам
после отключения той установки где производится работа.
Для уменьшения возможности поражения током при выполнении включений и
отключений осмотрах высоковольтных установок и других операциях
обязательным является применение изолирующих подставок резиновых ковров
специальных резиновых галош а также резиновых перчаток.
В некоторых электрических установках случайное заземление какой-либо
точки электрической цепи является аварийным происшествием так как при этом
возникает опасность поражения током при прикосновении. В таких установках
применяется автоматическая сигнализация в случае заземления электрической
сети. Сигнализация при заземлении применяется например в шахтах.
Возникновение сигнала о заземлении требует отключения поврежденного участка
В ряде случаев наоборот производится заземление средней точки цепи:
нейтрали трансформатора средней точки цепи постоянного тока. При
заземлении средней точки цепи напряжение проводов относительно земли равно
U2 – в два раза меньше напряжения цепи.
Поражения электрическим током можно разделить на два вида:
электрический удар и электрическая травма.
Электрический удар происходит при относительно небольшом токе (25-100
мА) и сравнительно длительном (несколько секунд) времени протекания тока.
Возникновение электрического удара начинается с судорожного сокращения мышц
и может закончиться исходом при параличе сердца.
Электрические травмы представляют собой поражение внешних частей тела
и обычно возникает при кратковременном протекании значительного
электрического тока. К электрическим травмам относятся: ожоги
электрические знаки электрометаллизация кожи а также поражение глаз в
результате воздействия лучистой энергии электрической дуги. При
электрических травмах требуется оказание квалифицированной медицинской
помощи. В случае электрического удара надо срочно освободить пострадавшего
от воздействия электрического тока. При обморочном состоянии пострадавшему
необходимо оказать первую помощь на месте до прибытия врача: освободить его
от стесняющей одежды дать понюхать нашатырный спирт открыть окна. При
необходимости применяется искусственное дыхание. Методы искусственного
дыхания описаны в пособиях по технике безопасности.
При монтаже радиоэлектронного оборудования следует соблюдать
требования электробезопасности и работать только исправными
электроинструментами.
Импульсный блок питания является источником питания работающим без
сетевого трансформатора что увеличивает опасность прикосновения к цепям
находящимся под напряжением сети 220В.
При монтаже запрещается:
- проверять на ощупь наличие напряжения и нагрев токоведущих частей;
- применять для соединения блоков и приборов провода с поврежденной
- производить пайку и установку деталей в оборудовании находящимся
- измерять напряжения и токи переносными приборами с неизолированными
проводниками и щупами;
- подключать блоки и приборы к оборудованию находящемуся под
- заменять предохранители во включенном оборудовании.
2 Молниезащита и заземление подстанции
При проектировании и выполнении заземляющих устройств (ЗУ) учитывают
вероятность травмирования человека электрическим током т.к. нельзя
исключить соприкосновение людей с опасными напряжениями появление которых
возможно на частях электроустановок нормально не находящихся под
напряжением. Действие электрического тока на организм человека зависит от
его величины продолжительности и пути по которому он проходит а также от
физического состояния человека. Наибольшую опасность представляет ток
проходящий через область сердца.
Устройства предназначенные для создания надежного пути прохода тока
через землю называют заземляющими. Необходимость в этом появляется когда
нужно обеспечить работу электроустановки в рабочем или аварийном режиме или
электробезопасность персонала при проведении работ в электроустановках.
Если заземление выполнено с целью обеспечения экономически целесообразных
условий эксплуатации оборудования электроустановки и питающей ее
электрической системы то оно называется рабочим заземлением. Примером
рабочего заземления является преднамеренное соединение с землей
разрядников нейтралей трансформаторов или генераторов. Рабочим заземлением
является также присоединение к заземлению молниеотводов защищающих
электроустановки от прямых ударов молнии и от индуцированных
перенапряжений. Их выделяют в особый класс грозозащитных заземлений.
Молниезащита представляет собой комплекс мероприятий направленных на
предотвращение прямого удара молнии в объект или на устранение опасных
последствий связанных с ударом молнии. К этому комплексу относятся такие
защиты которые способны предохранять объект от вторичных воздействий
молнии и запаса высокого потенциала.
Тип зоны защиты для модернизируемого объекта зона Б проектируемая
подстанция относится ко II категории по устройству молниезащиты [12].
Следовательно подстанцию необходимо защитить как от прямых ударов молнии
так и от вторичных её проявлений.
Защита от набегающих волн осуществляется путем установки ОПН.
Защита от прямых ударов молнии производится стержневыми
молниеотводами устанавливаемыми на порталах ОРУ.
В качестве заземлителей молниезащиты допускается использовать все
рекомендуемые ПУЭ заземлители установок за исключением нулевых проводов
воздушных линий электропередачи до 1 кВ.
Сопротивление заземляющего устройства к которому присоединяется
стержневой молниеотвод не должно превышать 10 Ом. Проверка состояния
устройств молниезащиты должна производиться 1 раз в год перед началом
Для защиты от вторичных проявлений молнии металлические корпуса всего
оборудования и аппаратов должны быть присоединены к заземляющему устройству
или к заземлителю защиты от прямых ударов молнии.
Для района где располагается подстанция среднегодовая
продолжительность гроз составляет от 40 до 60 часов. Соответственно
удельная плотность ударов молнии в землю [pic] [pic] равна 4.
Ожидаемое количество поражений молнией в год определяется:
Зона защиты стержневого молниеотвода определяется по формулам
[pic] - коэффициент зависящий от высоты молниеотвода: [pic] при
Защита территории подстанции. Для защиты подстанции «Оренбургские
минералы» предусматриваем установку четырех молниеотводов на порталах ОРУ
Расстояние между молниеотводами [p [p [pic].
По [22] определим наименьшую ширину зоны защиты [pic] пары стержневых
молниеотводов зная [pic]:
Зону защиты молниеотводов представим на рис. 5.1.
Для защиты здания подстанции устанавливаем на его крыше сетку из
стальной проволоки диаметром не менее [pic] с размером ячейки [pic]
присоединяемой к заземлению.
Рисунок 5.1 - Зона защиты молниеотводов
Расчет импульсного сопротивления заземлителя молниетвода.
Заземление молниезащиты предназначено для отвода на землю тока молнии
и атмосферных перенапряжений от молниеотводов и ОПН а также для снижения
потенциалов на отдельных частях установок по отношению к земле.
По своему назначению заземления грозозащиты делятся на два типа:
– заземления входящие в комплекс защиты от прямого удара молнии и
запаса высоких потенциалов;
– заземления входящие в комплекс защиты от вторичных проявлений
Для первой группы заземления расчетным является импульсное
сопротивление растеканию тока (импульсный режим); для второй группы так же
как и для рабочего и защитного заземлений – сопротивление растеканию токов
промышленной частоты (стационарный режим).
Удельное сопротивление грунта составляет: [pic].
Расчетное удельное сопротивление грунта определяют с учетом
коэффициента сезонности [pic] учитывающего промерзание и просыхание
грунтов. Принимаем [pic].
Определим сопротивлением растеканию одного вертикального
электрода – уголка № 50 длиной 25 м при погружении его ниже уровня земли
[pic] - расстояние от поверхности земли до середины электрода
Определим примерное число вертикальных заземлителей при принятом
предварительно коэффициенте [pic].
где [pic] - необходимое сопротивление заземляющего устройства равно
Определим сопротивление растеканию горизонтальных электродов (полосы
[pic]) приваренных к верхним концам углов [pic]. Коэффициент
использования соединительной полосы [pic].
Уточним сопротивление вертикальных электродов [pic]:
Уточним число вертикальных заземлителей:
Окончательно принимаем [pic] вертикальных стержней которые
обеспечивают сопротивление заземлителя не больше допустимого 10 Ом.
Импульсное сопротивление находится умножением на коэффициент [pic]:
Расчет заземляющего устройства подстанции.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок свыше 1 кВ сети с
глухозаземленной нейтралью выполняется с учетом сопротивления [pic] или
допустимого напряжения прикосновения.
Расчет по допустимому [pic] приводит к неоправданному перерасходу
проводников материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств
для подстанций не имеющих естественных заземлителей.
В момент прикосновения человека к заземленному оборудованию
находящемуся под потенциалом часть сопротивления заземлителя шунтируется
сопротивлением тела человека ([pic]).
Допустимое напряжение прикосновение определяется из 8 [pic] при
времени воздействия напряжения прикосновения 02 с.
Определим напряжение на заземлителе [pic]:
где [pic] - коэффициент напряжения прикосновения определяемый по
[pic] - коэффициент определяемый по сопротивлению тока
человека и сопротивлению протекания тока от ступни
Сопротивление заземляющего устройства (ЗУ) [pic]
где [pic] - ток стекающий с заземлителя при однофазном КЗ: [pic]
Действительный план заземляющего устройства преобразуем в
расчетную квадратную модель со стороной [pic].
Число ячеек по сторонам квадрата: [pic]
Длина полос в расчетной модели [pic]:
Длина стороны ячейки [pic]: [pic]
Число вертикальных заземлителей по периметру контура: [pic].
Общая длина вертикальных заземлителей [pic]:
Относительная глубина:
[pic] тогда коэффициент [pic] находим по формуле:
Относительная толщина слоя: [pic].
Относительное эквивалентное удельное сопротивление определяем по 8
Общее сопротивление сложного заземлителя [pic]:
Заземлитель проходит по условиям допустимого сопротивления. [pic].
Допустимое напряжение прикосновение человека [pic]:
Напряжение прикосновения [pic]:
[pic] что меньше допустимого [pic].
Наибольший допустимый ток стекающий с заземлителей подстанции при
однофазном КЗ [pic]:
3 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
При эксплуатации ядерных энергетических установок могут происходить
радиационные аварии. Радиационная авария - нарушение пределов безопасной
эксплуатации установки при котором произошел выход радиоактивных продуктов
или ионизирующего излучения за предусмотренные границы в количествах
превышающих установленные для нормальной эксплуатации значения и требующих
прекращения нормальной эксплуатации установки оборудования устройстве
содержащих ионизирующие излучения.
Аварии на радиационно - опасных объектах могут сопровождаться выходом
газо-аэрозольного облака которое перемещается по направлению ветра.
Радиоактивные вещества из облака оседая на местность загрязняют ее
население попавшее в зону распространения газо-аэрозольного облака
подвергается при этом внешнему и внутреннему радиоактивному облучению.
Внешнее облучение характеризуется воздействием на субъект
ионизирующего излучения приходящего извне. Внутреннее - облучение - это
облучение организма отдельных его органов и тканей ионизирующим излучением
от попавших внутрь организма радиоактивных веществ.
Законом определены три основные цели в области защиты населения и
- предупреждение возникновения и развития чрезвычайных ситуаций;
- снижение рейтеров ущерба и потерь от чрезвычайных ситуаций;
- ликвидация чрезвычайных ситуаций.
Законом также определены основные понятия в области защиты населения и
Чрезвычайная ситуация - это обстановка на определенной территории
сложившаяся в результате аварии катастрофы опасного природного явления
стихийного или иного бедствия которые могут повлечь или повлекли за собой
человеческие жертвы ущерб здоровью людей или окружающей природной среде
значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности
Предупреждение чрезвычайных ситуаций - это комплекс мероприятий
проводимых заблаговременно и направленных на максимально возможное
уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций а также на сохранение
жизни и здоровья людей снижение размеров ущерба окружающей природной среде
и материальных потерь в случае их возникновения;
Ликвидация чрезвычайных ситуаций - это аварийно-спасательные и другие
неотложные работы проводимые при возникновении чрезвычайных ситуации и
направленные на спасение жизни и сохранение здоровья людей снижение
размеров ущерба окружающей природной среде и материальных потерь а также
на локализацию зон чрезвычайных ситуаций прекращение действий характерных
для них опасных факторов.
Зона чрезвычайной ситуации - это территория на которой сложилась
чрезвычайная ситуация.
Безопасность жизнедеятельности – это состояние при котором
жизнедеятельности человека не угрожает опасность или имеется защита от
Эвакуация – комплекс мероприятий по организованному вызову (выводу)
рабочих и служащих (населения) из зон ЧС или вероятной чрезвычайной
ситуации природного и техногенного характера а также жизнеобеспечения
эвакуируемых в безопасных районах.
Радиационная авария - это авария на атомной установке или во время
транспортировки радиоактивных веществ сопровождающаяся выбросом радиации
более или менее опасным для людей и окружающей среды.
Действия до ЧС - ознакомьтесь с сигналами тревоги и мерами эвакуации
всегда держите наготове чемоданчик с предметами первой необходимости.
Так должны храниться: личные документы нужные вам медикаменты
аптечка первой помощи транзисторный приемник фонарик одеяло (на случай
эвакуации) запас продуктов и питьевой воды (на случай если придется
прятаться в укрытии) спланируйте и обустройте убежище в своем доме
особенно если вы живете в непосредственной близости от атомной установки.
Действия во время ЧС как только услышите сигнал тревоги - сохраняйте
спокойствие оставайтесь в помещении и слушайте радио следуйте инструкциям
властей и спасательных подразделений.
Если вы в помещении оставайтесь в помещении и закройте все двери и
окна. Запечатайте все отверстия выключите вентиляцию системы
кондиционирования и обогрева.
Никуда не звоните (чтобы не перегружать телефонные линии). Не ходите в
школу. Чтобы забрать оттуда детей – о них позаботятся учителя.
Не покидайте ваше укрытие без разрешения органов власти.
Если власти распорядятся эвакуировать местность возьмите с собой
транзисторный радиоприемник теплую одежду все необходимые медикаменты
личные документы и деньги.
Если вы вне помещения: закройте ваш рот и нос платком (лучше влажным)
войдите в ближайшее здание
и оставайтесь в нем пока не будет даны сигналы отбоя или распоряжение об
эвакуации. Помните что автомобиль не обеспечивает хорошей защиты.
Во всех случаях: если вы считаете что подверглись воздействию
радиоактивных осадков то прежде чем войдете в здание избавьтесь от
загрязненной верхней одежды затем примите душ и если это возможно
Действия после ЧС: следуйте инструкциям властей и спасательных
подразделений. Помогайте людям попавшим в трудное положение и если
нужно сотрудничайте со спасателями. Если вам разрешено выйти из помещения
не дотрагивайтесь до предметов пищи или воды которые возможно
загрязнены радиацией.
4 Оценки устойчивости работы микропроцессорных электронных счетчиков при
воздействии ионизирующих излучений
Оценивая устойчивость радиоэлектронных и электрических систем к
воздействию проникающей радиации и радиоактивного заражения необходимо
проанализировать все элементы этих систем с точки зрения их стойкости к
ионизирующим излучениям используя имеющиеся табличные данные по
радиационной стойкости элементов а также справочную литературу.
Параметры проникающей радиации ядерного взрыва можно рассчитать по
следующим приближенным формулам16:
- мощность дозы [pic]- излучения (Грс):
- доза осколочного [pic]- излучения (Гр):
- доза захватного [pic]- излучения (Гр)
- полная доза [pic]- излучения (Гр):
Радиоактивное заражение местности зависит от мощности ядерного взрыва
и метеоусловий в районе взрыва. Если известна зависимость уровня радиации
от расстояния до взрыва с определенным тротиловым эквивалентом [pic] то
можно определить зараженность местности для взрывов с другим тротиловым
эквивалентом [pic] по следующим формулам16:
где [pic] - уровень радиации на расстоянии [pic] через час после
наземного взрыва при [p
[pic]- уровень радиации на расстоянии [pic] через час после наземного
Критерием оценки устойчивости работы электронных систем к ионизирующим
излучениям является максимальное значение интегрального потока нейтронов
[pic] дозы [pic] и мощность дозы [pic] гамма-излучения при которых работа
этих систем еще не нарушается.
Величина потока нейтронов доза и мощность дозы [pic]- излучения
приводящих к изменению параметров различных материалов и элементов РЭА
приведены в литературе 21.
Оценка устойчивости электронных систем при воздействии проникновении
радиации и радиоактивного заражения проводиться по общей методике как и
для других факторов ядерного взрыва (ЯВ). Результаты оценки заносятся в
сводную таблицу и определяются практические мероприятия направленные на
повышение устойчивости исследуемого аппарата.
Оценить устойчивость электронного счетчика при воздействии
проникновения радиации (ЯВ).
Прибор имеет в своем составе: бороуглеродистые резисторы
стеклоэмалевые и электролитические конденсаторы высокочастотные и
туннельные диоды кремниевые ВЧ транзисторы.
) Составляем перечень элементов прибора чувствительных к
проникновению радиации и вносим их в сводную таблицу.
) Определяем критические значения для каждого элемента по всем
параметрам проникающей радиации( [pic][pic][pic]). И сносим в сводную
) На основании сводной таблицы определяются наиболее уязвимые
элементы прибора. Видно что при воздействии [pic]- излучения все элементы
прибора равнопрочные ([pic][pic][pic][pic]). При воздействии нейтронного
[pic] и поглощенной дозы [pic]- излучения [pic] наиболее слабыми
элементами являются кремневые транзисторы которые выдерживают на два
порядка меньше величины [pic]и [pic].
) Определяем целесообразные пределы повышения устойчивости слабых
элементов. Для рассматриваемого прибора в качестве таких пределов можно
выбрать величины [pic]. Для основной массы элементов по [pic]нейтрм и
) Для повышения устойчивости прибора при проектировании можно
рекомендовать заменить кремневые транзисторы на германиевые а так же
целесообразно защитить его дополнительным экраном.
Результаты оценки заносятся в сводную таблицу 5.1.
Таблица 5.1 - Элементы прибора чувствительных к проникновению
радиации ядерного взрыва
Наименование параметры величины Пкр.
[pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
[pic] [pic] [pic] [pic] резисторы бороуглеродистые
конденсаторы электролитические
диоды высокочастотные
транзисторы биполярные
транзисторы кремниевые ВЧ

u0421u0445u0435u043Cu0430.cdw

ОГУ 100400 1 4 09 00 00
принципиальная совмещенной

08 Приложение Б.pdf

Результаты расчета и выбора основных параметров системы тягового электроснабжения
Расчет и выбор основных параметров СТЭ на участке
Исходные данные для расчета
Километр расчетной ТП 53
Масса поезда неч 9000
Масса поезда чет 9000
Мощность к.з. 1000 МВА
Трансф. мощность районных потреб. 3
Число сут в веслет период 220
Темпер. в период повыш. инт. движ. 25
Продолж. периода повыш. инт. движ. 2ч
Расположение тяговых подстанций:
Определение токовых нагрузок фидеров
Таблица 1 - Результаты расчета фидерных зон
Квадрат эфф. тока А²
Произведем расчет мощности опорной тяговой подстанции.
Определим количество поездов могущих одновременно занимать фидерную зону:
n ф1 = 3982 15 = 265 поезда;
n ф2 = 3693 15 = 246 поезда;
n ф3 = 3693 15 = 246 поезда;
n ф4 = 3792 15 = 253 поезда.
Определим максимальное количество поездов за сутки
Определим количество поездов за сутки:
для нечетного направления
для четного направления
Определим интенсивность движения в режиме нормальной работы участка:
Определим средние токи фидеров.
ф1 = 2655 4591 10228
ф2 = 2462 4591 16583
ф3 = 2462 4591 12572
ф4 = 2528 4591 15697
Определим эффективные токи фидеров.
Определим токи плеч.
Определим квадраты эффективных токов плеч:
I²вэ = 70634 ² + ( 10367178 - 30951 ²
Определим квадраты эффективного тока обмоток.
I²аэ = (19)(4 43677924 + 48255615 + 2
I²вэ = (19)(4 48255615 + 43677924 + 3
Наибольший ток обмотки:
I²э = 3697024322 А².
Определим эквивалентные по нагреву масла токи обмотки.
I²эк = (19)(2 ( 15072454 + 16693311 ) + 32506
I²эк = (19)(2 ( 37314766 + 41219223 ) + 61180
Определение количества понизительных трансформаторов.
Определим мощность понизительного трансформатора которую допустимо использовать
Sнт = 40 097 3 = 3824 МВА.
Определим часть номинального тока приходящаяся на тягу поездов:
Iнт = 3823711 (3 275)= 46348 А.
Определим отношения для расчета средней интенсивности износа изоляции обмотки
Определим наибольшую температуру обмотки и масла:
15 ( 205 131 ² + 25 )
1 ² + 062 ² ) + 153 )
Определим среднюю интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора в сутки
предоставления окна:
Х = 000023 6846 340041
Произведем пересчет номинального тока:
67 09 )) + 922 - 0115
Определим наибольшую температуру масла:
Определим наибольшую температуру обмоток:
Выполним проверку условий:
Поскольку все условия соблюдаются принимаем к установке трансформатор
Произведем расчет площади сечения.
Определим расход энергии при движении одного поезда по фидерным зонам:
Определим расход энергии от всех поездов за сутки:
2464 4591 = 5621774 кВтч;
7009 4591 = 5830449 кВтч.
21774 + 5830449 = 11452223 кВтч.
Определим суточные потери энергии для раздельной схемы:
Определим суточные потери энергии для узловой схемы:
( 5621774 ² + 5830449 ² )) =
Определим величину годовых потерь:
для раздельной схемы
= r экв l 5122523 кВтч.
Определим удельные потери энергии:
Определим экономическую площадь сечения в медном эквиваленте:
Таблица 2 - Параметры принятых к установке контактных подвесок
S мм² Iдоп А Rтс Омкм
Для раздельной схемы:
эквивалентное сопротивление 1 пути 0516 Омкм;
эквивалентное сопротивление 2 пути 0516 Омкм;
эквивалентное сопротивление двух путей 0258 Омкм.
эквивалентное сопротивление одного пути эквивалентное сопротивление двух путей -
Произведем проверку выбранной площади сечения проводов на нагревание.
Определим эффективный ток фидера:
857 82500 контактная подвеска выбрана верно.