Описание учета на подстанции на 10 кв.

Учет электроэнергии

Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на ПС 110/10 кВ «Юмас» рекомендуются к установке интеллектуальные счётчики «Матрица» и установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “АББ ВЭИ Метроника”.

Любой счетчик от компании «Матрица» является очень высокофункциональным устройством, которое вполне способно выполнять довольно-таки широкий круг различных задач.

Основными задачами счетчика «Матрица» являются учёт и измерение активной энергии в одном-двух направлениях. Также счетчик компании «Матрица» легко и просто может справиться с такой задачей, как мгновенное измерение и подача нужного количества электрического тока, напряжения и температуры. Но самими главными функциями и достоинствами счетчиков «Матрица» являются:

-Многотарифный учёт энергии. Всего доступно примерно шесть-восемь временных тарифов ( с учётом дополнительных дней).

-Счетчики компании «Матрица» способны использовать основное и дополнительное реле. Это необходимо для того, чтобы предотвратить любые попытки короткого замыкания и пожара.

-Счетчики «Матрица» позволяют свободно и беспрепятственно дистанционно считывать данные и конфигурации с самого счетчика. Эту задачу может выполнить прибор учёта.

Абсолютно все счетчики от компании «Матрица» могут контролировать все нужные параметры сети, которые способны предотвратить возможность поломки счетчика и избежать короткого замыкания:

-Трехфазный электросчетчик NP545 Трехфазный электросчетчик NP545 мощность (работает система от перегрузки счетчика);

-электрический ток (система защиты от КЗ (короткое замыкание) внутри счётчика); электрическое напряжение (система защиты от перенапряжения счетчика);

-баланс подачи тока и напряжения (система защиты от возможного перекоса напряжения в счетчике);

-температурный баланс (система защиты от перегрева счетчика).

Все счётчики от компании «Матрица» являются фактически основными компонентами системы АИИС КУЭ на специальной базе SMART INS, которая, соответственно, сделана по специальной технологии ADDAX.

Данная система позволяет счетчику:

-самостоятельно делать сбор всех данных с приборов учёта;

-способность моментально и быстро среагировать практически на любое опасное положение в сети;

-счетчик способен легко сократить и предотвратить любые потери электроэнергии за счёт ведения пофазного баланса.

Однофазные и трехфазные модели Трехфазный электросчетчик Матрица NP 541 Трехфазный электросчетчик Матрица NP 541 Сама же компания «Матрица» была основана ещё в 2004 году и является одним из самых популярных и качественных российских производителей счетчиков электроэнергии. Мощность данной компании позволяет выпускать примерно 1 200 000 единиц всевозможных моделей счетчиков электроэнергии в год.

Счетчики электроэнергии компании «Матрица» бывают как однофазными, так и трёхфазными. Практически в любом магазине электротоваров можно купить любой счетчик компании «Матрица» по вкусу. Трёхфазные счетчики и однофазные счетчики практически ничем не отличаются.

Определяются средние мощности на интервале усреднения 1, 3, 5, 10, 15 или 30 мин. При этом с разных точек учета можно снимать профили с разным интервалом усреднения. Проводятся автоматические расчеты по расчетным группам и временным зонам, отслеживаются превышения заданных лимитов, ведутся архивы.

Виды счетчиков:

1. Электросчётчик МАТРИЦА однофазный NP71E.1-3-1

Основные функции электрического счетчика МАТРИЦА NP71E.1-3-1

Паспорт электросчётчика МАТРИЦА NP71E.1-3-1

• измерение и учет активной и реактивной энергии (емкостной и индуктивной) в одном или двух направлениях;
• многотарифный учет электроэнергии (доступно до шести временных тарифов с возможностью задания рабочих, выходных и специальных дней);
• измерение активной и реактивной мощности, тока (мгновенного, среднего, дифференциального), среднеквадратичного напряжения, температуры, частоты, cosф, а также основных параметров качества электроэнергии;
• возможность считывания суточных и 1/5/10/15/30/60- минутных профилей с глубиной до 10000 записей;
• ведение журналов событий и аварий;
• использование основного реле для отключения/подключения потребителя из центра сбора данных, для ограничения потребляемой активной мощности, для защитного отключения при бросках тока и напряжения, при наличии дифференциального тока;
• дистанционное конфигурирование и считывание данных счетчика.

Как выглядит счетчик показано в приложении 1.

2.Трехфазный счетчик электроэнергии Матрица NP73L.1-1-2 прямого включения.

Тех. Характеристики:

Номинальное напряжение***	3Х220/380В+20% 3Х230/400В+20% 3Х240/415В+20%
Частота сети	50 ± 1 Гц
Базовый ток	5 A
Максимальный ток	80 A
Класс точности: по активной энергии по реактивной энергии	1,0 А 1,0 А
Минимальный ток: по активной энергии, по реактивной энергии	0,25 А
Чувствительность: активная энергия, реактивная энергия	0,02 A
Мощность, потребляемая цепями напряжения: активная, не более полная, не более	1,0 Вт 9,0 В А
Полая мощность, потребляемая цепями тока, не более	4 В А
Дисплей с подсветкой емкость учета, не менее	14 500 ч
Параметры реле управления нагрузкой: основного дополнительно	80А 277В 5А
Индикация показаний дисплея при внутренней температуре счетчика	от –30 °С до +70 °С
Основной коммуникационный интерфейс	PL LV (силовая линия 0,4 кВ)
Дополнительный коммуникационный интерфейс	оптический порт**
Датчики	вскрытия корпуса вскрытия клеммника магнитного поля дифференцального тока***
Стандартный уход часов в сутки при 25 °С, не более	± 0,5 с
Степень защиты оболочкой	IP 54
Срок службы батарейки, не менее	20 лет
Средний срок службы, не менее	20 лет
Межповерочный интервал
Средняя наработка на отказ счетчика, не менее
Габаритные размеры	(290x180x63) мм
Масса, не более	1,8 кг

Также осуществляется индикация следующих параметров: частота, пофазные токи и напряжения, пофазные углы сдвига между токами и напряжениями, пофазная мощность.

Система в параллельном режиме проводит сбор данных со счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи, расчеты, самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня, анализ полноты данных и сбор недостающих.

3. Счетчик трехфазный NP73E.3-5-1

Трехфазный счетчик трансформаторного включения NP73E.3-5-1 — это интеллектуальное электронное устройство для учета активной и реактивной энергии. Трехфазный счетчик NP73E.3-5-1 предназначен для измерения мгновенной мощности и потребляемой активной и реактивной энергии в цепях трехфазного переменного тока. Такой счетчик, как правило, устанавливается на трансформаторных подстанциях или во ВРУ домов в качестве балансного счетчика, а также у мощных трехфазных абонентов мелкомоторного сектора.

Счетчик собирает информацию и передает ее в Центр с использованием встроенного PLC-модема.

Основные функции счетчика NP73E.3-5-1:

• измерение и учет активной и реактивной энергии (емкостной и индуктивной) в одном или двух направлениях;
• многотарифный учет электроэнергии (доступно до шести временных тарифов с возможностью задания рабочих, выходных и специальных дней);
• измерение активной и реактивной мощности, тока (мгновенного, среднего), среднеквадратичного напряжения, температуры, частоты, cosф, а также основных параметров качества электроэнергии;
• возможность считывания суточных и 5,10,15,30,60-минутных профилей с глубиной до 10 000 записей;
• ведение журналов событий и аварий;
• использование дополнительного маломощного реле для отключения/подключения нагрузки не более 5А или контакторов из центра сбора данных или по расписанию;
• дистанционное считывание данных и конфигурирование счетчика.

Изображение и схема подключения в приложении 2.

4. Матрица NP 73Е.2-2-2 (GPRS) Счётчик трехфазный прямого включения 100А со встроенным GPRS-модемом.

Трехфазный счетчик со встроенным GPRS-модемом NP73E.2-2-2 — это интеллектуальное электронное устройство для учета активной и реактивной энергии. Трехфазный счетчик NP73E.2-2-2 предназначен для измерения мгновенной мощности и потребляемой активной и реактивной энергии в цепях трехфазного переменного тока. Такой счетчик, как правило, устанавливается у трехфазных абонентов в многоквартирных и частных домах, а также у маломощных трехфазных абонентов мелкомоторного сектора, если установка УСПД и счетчиков, общающихся по PLC не целесообразна, например, если в пределах ТП установлен один или два счетчика.

Счетчик собирает информацию и передает ее в Центр с использованием встроенного GPRS-модема. Может использоваться в системе АИИС «Матрица»

Схема подключения в приложении 3.

Внедрение АСКУЭ

Возможности современных электросчетчиков и эволюция коммуникационных технологий позволила упростить задачу объединения множества коммерческих электросчетчиков в единую автоматизированную систему коммерческого учета электропотребления на предприятиях (АСКУЭ).

АСКУЭ – это инструмент, позволяющий потребителю в реальном режиме времени контролировать и управлять электропотребление. При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты.

Несмотря на обилие трактовок системы АСКУЭ, их авторы, в большинстве своем, подразумевают систему, позволяющую автоматизировать:

• учет потребления электроэнергии с высокой точностью, используя соответствующие технические средства с высоким классом точности – электронные электросчетчики, измерительные трансформаторы тока и напряжения;

• сбор, хранение и передача данных о потребленной электроэнергии посредством УСПД;

• ведение единого системного времени с возможностью его корректировки;

• передачу полученных данных на другие информационные уровни – в базы данных серверов как самого объекта учета (АРМ энергетика и диспетчеров), так и энергосбытовых организаций (АРМ инспекторов, системных инженеров) и общереспубликанских центров хранения и анализа данных, используя при этом различные каналы и среды для передачи данных, в том числе и резервные;

• анализ и выработку управляющих воздействий на другие технические средства, при выходе учитываемых параметров электроэнергии за заданные пределы (лимиты).

Задачи систем контроля и учета:

• точное измерение параметров потребления энергоресурсов с целью обеспечения расчетов за них в соответствии с реальным объемом их поставки/потребления и минимизации непроизводственных затрат на энергоресурсы, в частности, за счет использования более точных измерительных приборов или повышения синхронности сбора первичных данных;

• диагностика полноты данных с целью обеспечения расчетов за энергоресурсы в соответствии с реальным объемом их потребления за счет повышения достоверности данных, используемых для финансовых расчетов с поставщиками энергоресурсов и субабонентами предприятия и принятия управленческих решений;

• комплексный автоматизированный коммерческий и технический учет энергоресурсов и контроль их параметров по предприятию, его инфра- и интраструктурам (цеха, подразделения, субабоненты) по действующим тарифным системам с целью минимизации производственных и непроизводственных затрат на энергоресурсы;

• контроль энергопотребления по всем точкам и объектам учета в заданных временных интервалах (5, 30 минут, зоны, смены, сутки, декады, месяцы, кварталы и годы) относительно заданных лимитов, режимных и технологических ограничений мощности, расхода, давления и температуры с целью минимизации затрат на энергоресурсы и обеспечения безопасности энергоснабжения;

• сигнализация (цветом, звуком) об отклонениях контролируемых величин от допустимого диапазона значений с целью минимизации производственных затрат на энергоресурсы за счет принятия оперативных решений;

• прогнозирование (кратко-, средне- и долгосрочное) значений величин энергоучета с целью минимизации производственных затрат на энергоресурсы за счет планирования энергопотребления;

• большинство действующих АСКУЭ промышленных предприятий в силу своих структурных и функциональных ограничений решают только часть рассмотренных задач.

На предприятиях выделяют системы коммерческого и технического учета. Коммерческим или расчетным учетом называют учет потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным учетом называют учет для контроля процесса поставки/потребления энергии внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета).

Два вида учета, коммерческий и технический, имеют свою специфику. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повышенной точности, а сами средства учета нижнего и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия.

Технический учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования производства; для него характерно большое количество точек учета с разными задачами контроля энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях экономии средств приборы пониженной точности. Технический контроль допускает использование приборов, не занесенных в госреестр измерительных средств, однако, при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса данных по потреблению энергоресурсов от систем коммерческого и технического учета. Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в схему технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия и спецификой решаемых производственных задач. Учитывая эту специфику коммерческого и технического учета можно оптимизировать стоимость создания АСКУЭ и ее эксплуатации.

Решение проблем энергоучета на предприятии требует создания автоматизированных систем контроля и учета энергоресурсов , в структуре которых в общем случае можно выделить четыре уровня:

Рисунок 4 – Структурная схема АСКУЭ

• первый уровень – первичные измерительные приборы (ПИП) с цифровыми выходами, осуществляющие непрерывно или с минимальным интервалом усреднения измерение параметров энергоучета потребителей (потребление электроэнергии) по точкам учета (фидер, труба и т.п.);

• второй уровень – устройства сбора и передачи данных (УСПД), специализированные измерительные системы или многофункциональные программируемые преобразователи со встроенным программным обеспечением энергоучета, осуществляющие в заданном цикле интервала усреднения круглосуточный сбор измерительных данных с территориально распределенных ПИП, накопление, обработку и передачу этих данных на верхние уровни;

• третий уровень – персональный компьютер (ПК) или сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с УСПД (или группы УСПД), итоговую обработку этой информации как по точкам учета, так и по их группам - по подразделениям и объектам предприятия, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений (управления) оперативным персоналом службы главного энергетика и руководством предприятия;

• четвертый уровень – сервер центра сбора и обработки данных со специализированным программным обеспечением АСКУЭ, осуществляющий сбор информации с ПК и/или группы серверов центров сбора и обработки данных третьего уровня, дополнительное агрегирование и структурирование информации по группам объектов учета, документирование и отображение данных учета в виде, удобном для анализа и принятия решений персоналом службы главного энергетика и руководством территориально распределенных средних и крупных предприятий или энергосистем, ведение договоров на поставку энергоресурсов и формирование платежных документов для расчетов за энергоресурсы;

Все уровни АСКУЭ связаны между собой каналами связи. Для связи уровней ПИП и УСПД или центров сбора данных, как правило, используется прямое соединение по стандартным интерфейсам (типа RS-485, ИРПС и т.п.). УСПД с центрами сбора данных 3-го уровня, центры сбора данных 3-го и 4-го уровней могут быть соединены по выделенными, коммутируемыми каналам связи.

Экономический эффект АСКУЭ

Основной целью внедрения автоматических систем коммерческого учета электроэнергии является снижение издержек и затрат на потребление энергоресурсов, минимизация потерь за счет повышения точности полученных данных и сокращения времени сбора обработки. Автоматизация учета электроэнергии на всех этапах, от производства до потребления, становится непременным условием эффективного функционирования современных энергосистем

Вопросы энергосбережения, а также оптимизации энергопотребления одинаково остро стоят как в промышленности, так и в быту (коттеджные поселки, дачные кооперативы, садовые товарищества

Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов предприятия при минимальных начальных денежных затратах. Величина экономического эффекта от использования АСКУЭ достигает по предприятиям в среднем 15-30% от годового потребления энергоресурcов, а окупаемость затрат на создание АСКУЭ происходит за 2-3 квартала. На сегодняшний день АСКУЭ предприятия 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 АСКУЭ 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, АСКУЭ сохранится как автоматизированная система, позволяющая, в первую очередь, выявлять все потери энергоресурсов.

Капитальные вложения для программы.

Необходимо закупить основное оборудование и выполнить монтажные работы. Ориентировочно 500000.

Поэтому зададимся капитальными вложениями примем К_Аскуэ=5000000 руб.

2. Годовые амортизационные отчисления.

Норма амортизации — установленный размер амортизационных отчислений на полное восстановление основного фонда. Норма амортизации определяется по формуле:

(21)

где n — срок службы оборудования 30 лет.

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются линейным способом по формуле:

S_ам=К_Аскуэ∙Н_ам=5000000∙3,3/100=165000руб/год,

где К_Аскуэ - капитальными вложениями для строительства энергоблока АЭС,

Н_ам - норма амортизации.

4. Затраты.

4.1. Годовые затраты на обслуживание системы .

Годовые затраты на обслуживание принимаем на основе утвержденных калькуляций и для принятого в этом проекте объеме оборудования является:

S_т= =260000 руб/год,

4.2.Сумма затрат:

S_Аскуэ=S_т+S_ам =260000+165000=425000 руб/год (27)

5. Выручка и прибыль.

Выручка= 4466392 руб./год,

Прибыль(валовая)=Выручка-S_Аскуэ=4466392-425000=4041392 руб./год.

где S_Аскуэ – сумма затрат по внедрению АСКУЭ.

На настоящее время налог на прибыль установлен 20%.

Чистая прибыль=прибыль(валовая)-0,2·прибыль(валовая)=4041392-0,2·4041392=3233113,6руб/год

Оценка эффективности проекта по внедрению системы.

Исходные данные:

- капиталовложения в АЭС К_Аскуэ=5000000руб;

- чистая прибыль (после уплаты налогов) ЧП=323311,36руб/год.

- прибыль скорректирована с учетом инфляции и прогнозов по тарифам Минэкономразвития;

- срок жизни проекта Т = 30 лет, рассчитаем эффективность проекта для периода в 10 лет;

- ставка дисконтирования r = 10 %.

Чистая приведённая стоимость представляет собой разницу между всеми денежными притоками и оттоками, приведенными к текущему моменту времени (моменту оценки инвестиционного проекта).

Внутренняя норма прибыли представляет собой ставку дисконтирования, при которой достигается безубыточность проекта, что означает равенство дисконтированных потоков затрат и поступлений, то есть ставка дисконта при которой NPV=0.

Срок окупаемости — период времени, необходимый для того, чтобы доходы, генерируемые инвестициями, покрыли затраты на инвестиции.

В таблице №13 представлены результаты расчета чистого дисконтированного дохода ЧДД (NPV).

Таблица №13 . Вычисление чистого дисконтированного дохода ЧДД (NPV).

Год	Период	КАскуэ, руб.	Доход, руб.	Накопленный денежный поток, руб.	а, коэффициент дисконтирова-ния	Дисконтированный денежный поток, руб.	Накопленный дисконтированный денежный поток, руб.
				-5000000,00	1,000		-5000000,00
			4347082,52	17608868,01	0,564	2451754,54	11139243,43
			4612254,55	22221122,56	0,513	2366086,58	13505330,01
			4893602,08	27114724,63	0,467	2285312,17	15790642,18
			5192111,80	32306836,44	0,424	2201455,40	17992097,59
			5508830,62	37815667,06	0,386	2126408,62	20118506,21

ВНД (IRR) = 70,19%. Решение было найдено с использованием электронных таблиц Excel, с помощью функции «поиск решения». Так как IRR = 70,19 % > r = 10%, то проект следует принять.

Срок окупаемости дисконтированный =2+1766886,40/3430333,53 =1,51 лет=1год 6 месяцев

Итогом данного расчета является экономическое обоснование проекта внедрения системы АСКУЭ. Рассчитаны технико-экономические показатели и проведена экономическая оценка эффективности инвестиционного проекта. Получили ЧДД (NPV) = 20118506,21 руб., ИД(PI)=5, T _ок^диск - 1 год 6 месяцев, IRR = 70,19 %.

Инвестиционный проект может считаться привлекательным при его окупаемости в 6–7 лет. Проект считается эффективным.

ОХРАНА ТРУДА

Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока и напряжения должны иметь постоянные заземления. В сложных схемах релейной защиты для группы электрически соединенных вторичных обмоток измерительных трансформаторов допускается выполнять заземление только в одной точке. Все работы в схемах устройств сложных защит выполняются по программам, в которых в том числе должны быть указаны меры безопасности.

При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов, устройств релейной защиты, электроавтоматики цепь вторичной обмотки трансформатора тока предварительно закорачивается на специально предназначенных для этого зажимах или с помощью испытательных блоков.

Во вторичной цепи между трансформаторами тока и установленной закороткой не допускается производить работы, которые могут привести к размыканию цепи.

При работах во вторичных устройствах и цепях трансформаторов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника должны быть приняты меры, исключающие возможность обратной трансформации.

Проверка, опробование действия устройств релейной защиты, электроавтоматики, в том числе с отключением или включением коммутационных аппаратов, должна производиться в соответствии с пунктом 7.11 Правил.

Производителю работ, имеющему группу IV, из числа персонала, обслуживающего устройства релейной защиты, электроавтоматики, разрешается совмещать обязанности допускающего. При этом он определяет меры безопасности, необходимые для подготовки рабочего места. Подобное совмещение разрешается, если для подготовки рабочего места не требуется выполнения отключений, заземления, установки временных ограждений в части электроустановки напряжением выше 1000 В.

Производителю работ, имеющему группу IV, единолично, а также членам бригады, имеющим группу III (на условиях, предусмотренных пунктом 6.13 Правил), разрешается работать отдельно от других членов бригады во вторичных цепях и устройствах релейной защиты, электроавтоматики, если эти цепи и устройства расположены в РУ и помещениях, где токоведущие части напряжением выше 1000 В отсутствуют, полностью ограждены или расположены на высоте, не требующей ограждения.

Работники энергоснабжающих организаций работу с приборами учета потребителя проводят на правах командированного персонала. Эти работы проводятся бригадой в составе не менее двух работников.

В помещениях РУ записывать показания электросчетчиков допускается работнику энергоснабжающей организации, имеющему группу III, в присутствии представителя потребителя электроэнергии.

В электроустановках напряжением до 1000 В потребителей, имеющих обслуживающий персонал, работающий по совместительству или по гражданско-правовому договору (детские сады, магазины, поликлиники, библиотеки), подготовку рабочего места и допуск к работе с приборами учета электрической энергии имеет право проводить оперативный персонал соответствующих энергоснабжающих или территориальных электросетевых организаций по утвержденному перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации, бригадой из двух работников, имеющих группы III и IV, в присутствии представителя потребителя.

Работы с приборами учета электроэнергии должны проводиться со снятием напряжения. В цепях электросчетчиков, подключенных к измерительным трансформаторам, при наличии испытательных коробок следует снимать напряжение со схемы электросчетчика в указанных коробках.

Работу с однофазными электросчетчиками оперативный персонал энергоснабжающих или территориальных электросетевых организаций, имеющий группу III, имеет право проводить единолично при снятом напряжении по утвержденному перечню работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации. При отсутствии коммутационного аппарата до электросчетчика в деревянных домах, в помещениях без повышенной опасности эту работу разрешается проводить без снятия напряжения при снятой нагрузке.

При выполнении работ, указанных в пунктах 42.8 и 42.10 Правил, ОРД организации за работниками должен быть закреплен территориальный участок (район, квартал, округ). В бланках заданий оперативный персонал должен отмечать выполнение технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ в электроустановках.

В энергоснабжающих или территориальных электросетевых организациях для проведения работ с приборами учета должны быть составлены инструкции или технологические карты по каждому виду работ.

Заключение

В данном дипломном проекте была разработана электрическая часть ГРЭС. В ходе работы была рассчитана подстанция Юмас на 10 кВ.

Были выбраны счетчики учета фирмы «Матрица», при внедрении АСКУЭ. А так же описан экономический эффект использования автоматических систем.

С учетом ожидаемой нагрузки, рекомендовать к установке на ПС 110/10кВ «Юмас» двух трансформаторов мощностью по 16МВА и элегазовых выключателей на стороне 110кВ.

Список источников

1.Бессонов, Л.А. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи: Учебник для бакалавров / Л.А. Бессонов. - М.: Юрайт, 2013. - 701 c.

2.Быценко С. Г. Инструментальное обеспечение рынка электроэнергии. 3.Концепция создания автоматизированной системы контроля и управления энергопотреблением. Промышленная энергетика №№ 1, 2, 3, 4. 2013 г.

4.Железко Ю. С., Артемьев А. В., Савченко О. В. Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях. М. 20143.

5.Маньков В.Д. Основы проектирования систем электроснабжения 2010г. – с.155

6.Оценка рисков внедрения АСКУЭ в электрических сетях г. Иванова / И.О. Волкова, А.В. Малков, В.И. Рясин, Е.Б. Малкова // Вестник ИГЭУ. –2013. – Вып. 4 – С. 50–52.

7.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2013. – 264 с.

8.Садовский Г.А. Теоретические основы информационно-измерительной техники. – М.: Высшая школа, 2012. – с. 125

9.Шевелёв М. М., Фёдорова С. В. Плесняев Е.А. Приборы и средства контроля и учёта энергоносителей; Учеб. пособие. Екатеринбург: Изд-во Рос. гос. проф. -пед. ун-та, 2013. 123 с.

10.Ямпурин Н.П.: Электроника. - М.: Академия, 2011

11.Ярочкина, Г.В. Основы электротехники: Учебное пособие для учреждений нач. проф. образования / Г.В. Ярочкина. - М.: ИЦ Академия, 2013. - 240 c.

12.[Электронный ресурс] – Энергетика, оборудование, документация. Режим доступа: www/ http://forca.ru

Приложение 1

Электросчётчик МАТРИЦА однофазный NP71E.1-3-1

Приложение 2

NP73E.3-5-1 Счетчик трехфазный

Приложение 3

Схема подключения Матрица NP 73Е.2-2-2 (GPRS)