|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Требования. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Волов Г.Я., к.т.н. ООО “Энерговент” В статье автор пытается ответить на вопрос: как с помощью автоматики можно ослабить влияние практикуемого в настоящее время снижения температуры теплоносителя наружной теплосети. Часть I. Теоретические положения Что заставило взяться автора за перо (а точнее за клавиатуру)? В данном случае - это трудный разговор с теплоснабжающей организацией, в котором автор пытался защитить интересы потребителя, таким образом, как он их понимает. Начнем с истории вопроса (закончившие ТГСВ могут пропустить этот абзац или проверить знания автора). Известно, что большая часть Минска обеспечивается теплом от ТЭЦ и районных котельных. Такое теплоснабжение называется централизованным. Перед началом проектирования какого-либо сооружения проектант смотрел технические условия на теплоснабжение, в которых указывались параметры воды в наружной теплосети, которыми он мог воспользоваться при проектировании отопления своего объекта. В Минске это звучало так: температура в подающей сети 150°С, температура в обратной сети 70 °С при наружной отопительной температуре –25 °С по графику ЦКР (центрального качественного регулирования, в дальнейшем будем его называть “старым” графиком ЦКР). Последнее означало, что температура в теплосети будет меняться в зависимости от наружной температуры по специальному графику, отражающему снижение теплопотерь объекта при потеплении. Обычно, такие параметры температур для внутренних систем отопления были слишком велики (не допускались СНиПом). Это заставляло снижать параметры в индивидуальных тепловых пунктах на вводах в здание, например, до графика 95-70 °С. Стандартно это делалось элеватором. Далее на этот график подбирались нагревательные приборы, чтобы обеспечить компенсацию теплопотерь объекта. Мне здесь очень хотелось написать несколько формул, но я вспомнил реплику моей мамы на этот счет: “Если вижу в статье формулы, то я закрываю статью, она мне неинтересна”. Поэтому особенно любопытных отошлю в к статье. Таблица исходных данных и результатов расчета (отопительный график 105-70) Расчет График Ксм Тн=0°С Тн=5°С Тн=-25°С А1 Твср А1 Твср А1 Твср А 170-70 2,2 1,62 18,0 1,62 18,0 1,62 18,0 Б 110-49 2,2 1,62 13,9 1,62 12,7 1,62 8,2 В 110-49 1 1,62 14,1 1,62 13,0 1,62 8,7 Г 110-49 0,5 1,62 14,7 1,62 13,7 1,62 10,0 Д 110-49 0,2 1,62 15,0 1,62 14,2 1,62 11,6 Е 110-49 0 1,62 16,0 1,62 15,4 1,62 13,2 Ж 130-70 доп. расход 33% 0,3 1,62 16,1 1,62 15,5 1,62 13,9 И 110-49 доп. 40% нагреват. приборов 0,2 1,16 16,7 1,16 16,3 1,16 14,9 Рассмотрение вопроса на конкретном примере В качестве примера рассчитаем стояк 12-этажного жилого дома (варианты расчета приведены в таблице). Основным является график 150-70°С. Переход на график 110-49°С осуществляется без изменения расхода из наружной теплосети, переход же на график 130-70°С осуществляется с увеличением расхода в 1.33 раза, а переход на график 120-70°С – в 1.6 раза. Рассмотрим рис.1, на котором приведены изменения температур внутреннего воздуха при графике внутренней сети 105-70°С и Тн=-25°С. Рис.1 Температура внутреннего воздуха при графике 105-70°С, Тн=-25°С График А характеризует изменение внутренней температуры при “старом” графике ЦКР (Ксм=1.29). Как видим Тв - постоянная на каждом этаже и равна нормируемой. И все было бы хорошо, если бы не наступила пора экономить энергию. Стало понятно, что такие высокие параметры теплоносителя наружной теплосети нам не потянуть (большие теплопотери из-за некачественной изоляции, перетопы из-за отсутствия автоматики в переходной период, перегрев воды на горячее водоснабжение и т.д.). Параметры теплоносителя наружной теплосети стали падать. Сначала это была просто срезка графика ЦКР, а потом вниз пошел и сам график. Вместо 150-70 он стал, например, 110-49°С. Что случилось в домах смотри на рисунке 1 (график Б). Как видно начала падать температура в квартирах. По расчету она должна была достичь 8°С. Такое снижение температуры вызывает дискомфорт. Чем больше величина отклонения реальной температуры от нормируемой – тем больше дискомфорт. Жильцы стали защищаться: клеить окна, заделывать вентиляцию, включать газ и электрообогреватели, рассверливать горловины элеваторов. Многим жильцам и владельцам зданий удалось устранить напасть своими силами. Кому не удалось – стали жаловаться. Как разрешить возникшее техническое противоречие? Без детального рассмотрения вопроса можно отметить некоторые пути решения: возврат к “старому” графику ЦКР, но он пока не предвидится, переход на график 105-70°С на ТЭЦ приведет к такому росту расхода воды в теплосетях, что впору будет заняться этим не теплосетям, а ведомству по чрезвычайным ситуациям, утепление своего здания и за счет этого переход на низкотемпературную систему отопления - это самое дорогое (но технически чистое) по капитальным вложениям решение, увеличение поверхности нагрева своих отопительных приборов - достаточно дорогое и не очень технически чистое решение, а то и просто грязное в прямом и переносном смыслах, у кого есть возможность - надо бежать из системы централизованного теплоснабжения, а всем остальным хорошо уже не будет, одеяла на всех не хватит и надо лишь постараться “урвать” его для себя. А что же даст более детальное рассмотрение? В данной статье мы стараемся называть вещи своими именами. Поэтому посмотрим еще раз на рис.1. Попытаемся рассверлить сопло, но не взять больше воды с подачи (график В). Коэффициент смешения при этом падает с 1,29 до 1. Как видим ситуация, хоть и незначительно, но улучшается. Для того, чтобы ее поставить под контроль необходима установка трехходового смесительного клапана управляемого контроллером. В этом случае мы можем варьировать коэффициент смешения до 0 (графики Г, Д, Е). Улучшение ситуации в нашем случае относится к квартирам от 1 до 10 этажей. На 11-12 этажах произошло ухудшение. Не следует при этом забывать, что теплоснабжающая организация ограничила нам максимальный расход шайбой. Попытаемся договориться с теплосетями о переходе, хотя бы, на график 130-70, что равносильно повышению максимального расхода на 33%. На рисунке 1 эта ситуация описывается графиком Ж. Ситуация явно улучшилась. Температура на последнем этаже вместо 8°С достигает 12.5°С. Дальнейшее улучшение ситуации на последних этажах возможно при устройстве дополнительной теплоизоляции или повышении поверхности нагревательных приборов. Ситуация при увеличении поверхности нагревательных приборов (40% на стояк) приведена на графике И. На рис.2 приведены те же графики, но при наружной температуре -5°С. Рис.2 Температура внутреннего воздуха при графике 105-70°С, Тн=-5°С Автоматическое регулирование системы отопления В приложении к данной статье показано, что температура внутреннего воздуха зависит от графика температур наружной теплосети, коэффициента смешения, наружной температуры и симплекса a (см. приложение). ИТП системы отопления может работать в ручном и автоматическом режимах. Под ручным режимом мы понимаем режим с постоянным коэффициентом смешения. Существует два основных способа (метода) работы системы в автоматическом режиме (рис.3). Первый метод – поддержание температуры смеси по графику ЦКР (автоматическое управление без обратной связи). Второй метод – поддержание нормируемой температуры внутреннего воздуха в контрольном помещении (автоматическое управление с обратной связью). В сравнении с автоматизацией по температуре внутреннего воздуха первый метод имеет следующие преимущества: нет зависимости работы системы отопления дома от “любимых” параметров микроклимата конкретного жильца, у которого установлен датчик температуры внутреннего воздуха, если наружная теплосеть соответствует графику ЦКР – расход воды из наружной теплосети величина постоянная. Метод регулирования по температуре внутреннего воздуха имеет следующие преимущества: максимально гибкое поддержание температуры воздуха в помещении в соответствии с требуемым графиком, максимальная экономия энергии, из-за отсутствия в любой момент времени перетопов, возможность оптимально использовать имеющийся график температур в наружной теплосети. Часть II. Практические результаты “Нет ничего практичнее хорошей теории” - любил повторять Л.И.Брежнев. Но, насколько хороша наша теория? На это может ответить только практика. Нашему предприятию “Энерговент” представилась возможность проверить это на квартале жилых домов по ул. Плеханова (дома 52 и 56), в городе Минске. Для того, чтобы проверить теоретические положения, связанные с переменными расходом и температурой воды идущей на отопление здания, необходимо создать регулируемый тепловой пункт. Для этой цели нами были запроектированы, а затем смонтированы, регулируемые тепловые пункты на базе трехходовых регулирующих клапанов и насосов на подмешивании. В качестве трехходовых клапанов были применены клапана фирмы Лэндис и Штефа (Германия), насосы белорусской фирмы Термоблок (НЦ 6.3/7.1) и контроллеры собственного производства СЭ-01. Краткое описание системы теплоснабжения квартала Теплоснабжение квартала осуществляется от внутриквартального ЦТП по зависимой схеме. График температур в наружной теплосети 150-70°С и в местных системах отопления – 105-70°С. До реконструкции в ИТП домов квартала были установлены нерегулируемые элеваторные узлы, которые во время реконструкции были демонтированы. Схему узла после реконструкции см. на рис. 3. Всего от ЦТП по зависимой схеме снабжается теплом 4 жилых дома (общее количество ИТП - 15), детский сад и гараж. Последние два объекта реконструкции не подвергались. Метод 1. По графику ЦКР Метод 2. По температуре внутреннего воздуха Условные обозначения регулятор датчик температуры насос 3-х ходовый T11 - подающая магистраль наружной теплосети T21 - обратная магистраль наружной теплосети T13 - подающая магистраль внутренней сети T23 - обратная магистраль внутренней сети Te - внутренний воздух Tн - наружный воздух Все жилые дома – 12-этажные, система отопления с нижней разводкой, однотрубная, проточная, без замыкающих участков. В качестве нагревательных приборов использованы конвекторы типа “Комфорт”. Т.е. по граничным условиям схема аналогична ситуации, описанной в части I настоящей статьи. Подробнее рассмотрим ИТП №1 (ближнее к ЦТП). Нагрузка на ИТП №1 при параметрах теплоносителя 150-70°С составляла 8.9 т/ч по наружной воде. Коэффициент смешения равен 1.29 для перехода на параметры 105-70°С. Т.е. расход в местом контуре равен 20,3 т/ч. В дальнейшем, замеры проведенные Теплосетями показали, что максимальный расход наружной воды и в местном контуре составляет порядка 16 т/ч. Автоматизация ИТП При реализации проекта мы использовали оба метода автоматизации. Поскольку система до сих пор находится в отладочном режиме, было интересно сравнить их между собой, чему будет посвящена следующая статья. Здесь же мы проанализируем работу автоматизации по методу с поддержанием постоянной температуры в помещении и предложенную Теплосетями схему с постоянным коэффициентом подмешивании, реализованную на одном ИТП. В основе автоматизации по этому методу лежит поиск нормируемой температуры внутреннего воздуха, по которому ведется регулирование. Почему эта величина не постоянная, и не равна, например, нормируемой 18°С? Оказывается, что в квартирах первых этажей, а именно в них расположены датчики температуры, наблюдается большой разброс температур (от 10 до 22°С). Причем этот разброс сохраняется и в случае, когда теплоноситель подаваемый в нагревательные приборы имеет одинаковую температуру. Это связано в первую очередь с тем, что в квартирах очень разнится между собой инфильтрация. Предотвратить ее можно только герметизацией окон, входных дверей, установкой пружин для автоматического закрытия дверей и т.д. В некоторых случаях играет роль неправильная эксплуатация конвекторов (закрытия воздушных заслонок, сушка на конвекторах белья) и установка дополнительных поверхностей нагрева. Понятно, что автоматизация не может ликвидировать отмеченные недостатки, но она должна их учитывать. Как видно из результатов части 1 данной статьи – при снижении температурного графика должен наблюдаться перекос температур по стояку. На рис. 4 приведены данные по температурам в квартирах характерного подъезда, полученные при натурных замерах. Здесь же приведен график полученный теоретически. Как видно, в натуре перекос на верхнем этаже несколько ниже чем на первом. Это связано, в первую очередь, с неучетом внутренних тепловыделений (по нашим данным жильцы могут безболезненно поднять температуру в квартирах на 2°С), а во вторых, из-за того, что жильцы верхних этажей, испытывающие больший недогрев, прибегают к таким мерам, как полное закрытие вентиляции и усиление герметизации окон. Рис. 4 Сравнение расчетной и экспериментальной температур внутреннего воздуха Вызывает интерес работа систем отопления при наличии бытовых тепловыделений. На рис.5 приведены графики изменения различных параметров (температур) на ИТП №1. Для пояснения отметим, что с 12 часов 27.12.99 по 14 часов 29.12.99 теплопункт работал в автоматическом режиме по температуре внутреннего воздуха (уставка 18°С). Такой режим работы вызвал основные беспокойства Теплосетей, которые посещали дом исключительно в дневное время, и видели полностью открытый клапан. Теплоснабжающая организация, проведя замеры, предложила установить постоянный коэффициент подмешивания. Такой режим и наблюдается на рисунке с 14 часов 29.12.99. Причем коэффициент смешения определен и установлен самой теплоснабжающей организацией. Хотя в конкретный момент это и привело к снижению расхода воды из наружной теплосети, в дальнейшем в квартирах стал наблюдаться перетоп и температура поднялась до 21.5°С (нормируемая - 18°С). Из рисунка видно, что если объект находится в режиме регулирования, а не натопа (графики ИТП №1), при появлении бытовых тепловыделений происходит снижение температуры подаваемой, а следовательно, и обратной воды. Под натопом мы понимаем режим работы системы отопления исключительно на наружном теплоносителе - без подмешивания. Такой режим возможен, когда температура в контрольном помещении более чем на 1°С ниже нормируемой. Все остальные режимы – режимы регулирования, когда контроллер рассчитывает необходимую температуру теплоносителя, подаваемую в систему отопления. Бытовые теплопоступления начинаются в квартире примерно в 17 часов. Это приводит к резкому снижению температуры подаваемого теплоносителя. Как видно из графика, температура внутреннего воздуха остается постоянной. Но уже утром, примерно в 9 часов, начинается охлаждение квартир и поддержание температуры 18°С возможно только при полном открытии клапана. Это длится примерно до 17 часов. Явление снижения расхода в ночное время наблюдается и на ряде ИТП квартала. Это приводит к перераспределению в ночное время воды с тех ИТП, которые расположены ближе к ЦТП и имеют повышенный напор к удаленным ИТП, недогреваемым из-за отсутствия требуемого напора на вводе (здесь напор – читай расход). О бедном коэффициенте смешения замолвим слово Что же происходит с коэффициентом смешения в процессе автоматического регулирования? Можно ли по коэффициенту смешения определить, что происходит с системой отопления? Можно ли подобрать для системы такой идеальный коэффициент смешения, установив который, не надо было производить автоматическое регулирование? Сразу отметим, что система отопления, работающая в режиме автоматического регулирования по температуре внутреннего воздуха, не обращает внимания на значение коэффициента смешения. Коэффициент смешения для такой системы может быть лишь ограничивающим фактором как сверху (максимальный расход из наружной сети), так и снизу (например, минимальный расход по условию замерзания сети). На вопрос, что происходит с коэффициентом смешения в процессе регулирования, ответить довольно просто. Ответ таков: что происходит – то и происходит. Краткий ответ на второй вопрос: “Да”. Если температура в контрольном помещении ниже нормируемой (уставки), то коэффициент смешения будет стремиться к нулю. Рост коэффициента смешения говорит о том, что температура в помещении растет и необходимо снизить температуру подающей воды в местной системе. Третий вопрос связан с требованиями Теплосетей установить значение коэффициента смешения не равное нулю. Т.е. перейти на режим имитации простого и понятного элеваторного узла. То, что одного такого значения для системы нет – это понятно. В принципе, иметь на сутки два или три коэффициента - возможно. Здание инерционно. Другой вопрос – как их менять в течение суток, как их определять в зависимости от внешних условий. Опыт Запада говорит о том, что здание можно топить периодически. Обычно днем система отопления работает, а ночью стоит. Но как это выполнить без автоматики я не знаю. А при наличии автоматики – зачем все это? Рассмотрим, как менялся коэффициент смешения в контрольном ИТП. На рис.6 приведен график изменения коэффициента смешения. Среднее значение коэффициента смешения за период регулирования составило 1.14, а в ручном режиме – 0.43. Понижение коэффициента смешения в ручном режиме привело к значительным перетопам. Как показали расчеты, перерасход тепловой энергии при установке постоянного коэффициента подмешивания составил 9.8%. Рис. 6 График изменения коэффициентов смешения Напрашивается простой вывод, давайте установим коэффициент смешения 1.14, и все будет хорошо. Как видно из графика, для того, чтобы поддерживать температуру в помещении, коэффициент смешения в течение суток претерпевает значительные колебания (от 0 до 5.6). Выбор постоянного коэффициента смешения всегда приводит либо к перетопам, либо к недотопам. Что будет, если в контрольной квартире включить обогреватель? Как было отмечено выше, главным недостатком регулирования по методу внутренней температуры является сильное влияние случайных возмущений в контрольном помещении. Основными случайными возмущениями являются: включение обогревателя (прочие бытовые теплопоступления) и интенсивное длительное проветривание квартиры. Можем ли мы распознать и устранить эти возмущения. Да! Постоянно отслеживая симплекс a, мы можем определить среднее значение этой величины. В случае, если величина текущего значения симплекса выше (ниже) среднего значения – ограничиваем это отклонение. Понимая при этом, что отклонение вызвано именно случайными возмущениями. О гидравлических режимах Гидравлические режимы наружных сетей при наличии автоматического регулирования на ИТП – особая задача. Подходить к ним с меркой статических сетей (при наличии постоянного коэффициента подмешивания в ИТП) – провальная задача. Наш опыт показывает, что необходимо оговорить лишь максимальный расход из наружной теплосети, которым мы можем располагать. Ограничить его можно той же шайбой на вводе. На наш взгляд это не является лучшим. В случае, если автоматизирован весь квартал, ограничение расхода можно выполнять на магистрали из ЦТП. Величина максимального расхода может зависеть от: пропускной способности теплосетей, графика ЦКР. В настоящее время, из-за того, что график подвергается волюнтаристскому воздействию, установить этот максимальный расход не представляется возможным. Оценочно порядок величины отношения максимального расхода к расчетному по старому графику ЦКР должен составлять на сегодня величину 1.6 (переход на график 120-70°С). Для того, чтобы нормально работал узел с трехходовыми клапанами необходимо: иметь регулятор перепада давления перед клапаном на основной линии, перепад давления на основной линии должен быть равен перепаду на обводной (подмешивающей) линии, давление после клапана должно обеспечить циркуляцию требуемого расхода воды в системе отопления. Динамический режим работы наружной теплосети – неизученная задача. Ясно, что чем больше ИТП подключено к ЦТП – тем меньше будет ощущаться неравномерность. Наиболее тяжело должна сказаться эта неравномерность на работе сетевых насосов. Какова амплитуда колебаний расхода, каков градиент изменений, каковы свойства теплосети как объекта регулирования. Несомненно, что вопрос нуждается в очень глубоком и серьезном исследовании. ВЫВОДЫ 1. Снижение температуры теплоносителя в наружных сетях всегда приводит к снижению температуры (дискомфорту) в квартирах потребителей. Только с применением автоматизации ИТП появляется возможность сведения такого дискомфорта к минимуму. 2. По результатам работы выявлено, что температура внутреннего воздуха зависит от графика температур наружной теплосети, коэффициента смешения, наружной температуры и симплекса a (смотри ). При снижении температур в наружной теплосети от графика, в целях ликвидации отрицательного влияния этого явления, т.е. для повышения температур в квартирах, необходимо: снизить коэффициент смешения, снизить значение симплекса a (повысить термическое сопротивление ограждающих конструкций или повысить поверхность нагрева отопительной системы), понизить расчетный график температур в наружной теплосети. 3. Оптимальное изменение коэффициента смешения возможно только при внедрении автоматизированных узлов ввода. 4. При решении вопроса об устройстве дополнительной теплоизоляции (повышении поверхности нагревательных приборов) - необходимо выявлять места на здании (системе отопления) где необходимо выполнять модификацию. Вопрос о выявлении таких мест может быть решен с применением разработанной нами модели расчета, некоторые графики, из которой приведены в данной статье. 5. Снижение расчетного графика приводит к повышению расхода воды из наружной теплосети. А размер этого роста зависит от возможности теплосети и поэтому должен решаться с теплоснабжающей организацией. В основе моделирования систем отопления лежат уравнения баланса в помещении S(Кст*Fст)*(Тн-Твi)= S(Кпр*Fпр)* ((Тi+Тi-1)/2-Твi), (1) здесь Твi – температура воздуха i-го помещения. Если в этом уравнении обе части разделить на S(Кпр*Fпр), то получим ai*((Тн-Тв)=((Тi+Тi-1)/2-Твi), (2) где ai=(S(Кст*Fст)/S(Кпр*Fпр)) (3) Безразмерная величина ai характеризует качество i-го помещения с теплотехнической точки зрения. Уменьшение значения ai – основная задача при теплотехнической реабилитации помещений. Добиться падения ai, как видно из формулы (3), можно за счет увеличения поверхности нагревательных приборов, либо за счет увеличения термического сопротивления ограждающих конструкций. В общем случае величина Твi является следующей функцией Твi=F(ai, Тн, график, Ксм), (4) Здесь под “графиком” мы понимаем тот самый график 150-70 или 130-70 и т.д. Причем смена графика приводит к изменению расхода теплоносителя из внешней сети, т.е. сам расход уже не является определяющей величиной. Теплопотери определяем по формуле Qтп=S(Кст*Fст)*(Тн-Тв), (5) Расход теплоносителя из наружной теплосети G1=SQтп/(Т11-Т21), (6) Расход теплоносителя на стояк G2=SQтп/(Т12-Т22), (7) Коэффициент смешения определяют по формуле Ксм=(Т11-Т12)/(Т12-Т22), (8) Условные обозначения Т11 - температура в подающей магистрали теплосети, °С, Т21 - температура в обратной магистрали теплосети, °С, Т12 - температура на входе в систему отопления, °С, Т22 - температура на выходе из системы отопления, °С, Тв – температура внутреннего воздуха (расчетная), °С, Тн - температура наружного воздуха, °С, Ксм – коэффициент смешения узла ввода S(Кст*Fст) – сумма произведений коэффициентов теплопередачи ограждающих конструкций на их площадь, S(Кп*Fп) – сумма произведений коэффициентов теплопередачи нагревательных приборов на их площадь, a=(S(Кст*Fст)/S(Кпр*Fпр )) – симплекс, характеризующий теплотехнические свойства здания (помещения).
к проектированию и объему оснащения энергетических объектов системами АСКУЭ на оптовом рынке электроэнергии и мощности 1. Список определений. 2. Введение. 3. Задачи АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности 4. Методология построения системы АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощно-сти. 4.1 Структура АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности. 4.2 Коммерческие сечения и места установки приборов коммерческого учета. 4.3 Общие требования к АСКУЭ. 4.4 Требования к счетчикам электроэнергии. 4.5 Требования к устройствам сбора передачи данных (УСПД). 4.6 Требования к техническим средствам систем сбора и передачи информации, 4.7 Состав информации от различных участников оптового рынка. 4.8 Требования к информационно-программному комплексу АСКУЭ. 1. Список определений. Администратор торговой системы (АТС) - юридическое лицо, образованное участниками рынка электроэнергии, которому поручается организация торговли электрической энергией в соответствии со специально утвержденными правилами торговли. Системный оператор (СО) - юридическое лицо, которому в соответствии принятыми нормативными. актами предоставляется право организации технологического обеспечения работы оптового рынка электроэнергии. Системный оператор образуется путем реорганизации Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС России, зональных Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ) и региональных диспетчерских управлений (РДУ). Сетевые компании (ФСК - Федеральная сетевая компания, РСК - Региональная сетевая компания) - юридические лица, имеющее права на владение, управление или распоряжение имуществом, обеспечивающим, возможность передачи электрической энергии от производителей к потребителям и представляющим часть технологического пространства для функционирования оптового рынка электроэнергии и имеющее лицензию для осуществления этого вида деятельности; Генерирующие компании - юридические лица, имеющие права на владение, управление или распоряжение имуществом электростанций, присоединенных к электрическим сетям: сетевых компаний и поставляющих - электрическую энергию на оптовый рынок, а также оказывающих услуги этому рынку по регулированию мощности, в том числе путем предоставления резервной мощности, имеющих лицензию для осуществления этого вида деятельности; Сбытовые компании - юридические лица, покупающие электрическую энергию на оптовом рынке электроэнергии и заказывающие системные услуги на оптовом рынке, а также услуги сетевых компаний по транспорту электрической энергии до точек подключения токоприемников потребителей, которых обслуживает сбытовая, компания и имеющие лицензию для осуществления этого вида деятельности; Квалифицированные потребители - юридические лица, приобретающие электрическую энергию на оптовом рынке для собственного использования на цели производства или быта. 2. Введение. За последние годы в РАО “ЕЭС России” накоплен большой опыт по внедрению и эксплуатации АСКУЭ субъектов ФОРЭМ. ' Однако в процессе реструктуризации “РАО ЕЭС России” и переходе к оптовому рынку электроэнергии и мощности, необходимо дальнейшее совершенствование АСКУЭ и введение в работу интегрированной информационной расчетной системы администратора торговой системы, что повлечет за собой значительное увеличение коммерческой информации на верхних уровнях управления отраслью и повышение ее качества. Требования к автоматизированным системам коммерческого учета не заменяют другие нормативно-распорядительные документы технологического характера (ПТЭ, ПУЭ, РД и др.), а лишь устанавливают перспективные требования, предъявляемые со стороны оптового рынка электрической энергии к его субъектам, неисполнение которых может привести к негативным экономическим последствиям на рынке электроэнергии. Настоящие требования распространяются на проектирование новых, реконструкцию и модернизацию существующих АСКУЭ субъектов оптового рынка электроэнергии. Установка, эксплуатация и регистрация приборов коммерческого учета, должны производиться в соответствии с “Технологическими правилами оптового рынка электроэнергии и мощности”. Структура данных и правила обмена коммерческой информации должны проводиться на основании “Коммерческих правил оптового рынка электроэнергии и мощности”. 3. Задачи АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности. Автоматизированная система коммерческого учета (АСКУЭ) оптового рынка электроэнергии и мощности предназначена для осуществления эффективного учета и контроля над производством, распределением и потреблением электроэнергии различными субъектами оптового рынка. Автоматизированная система АСКУЭ должна служить источником точной, достоверной и легитимной информации используемой в информационно-расчетной системе администратора торговой системы. В основу системы АСКУЭ оптового рынка электроэнергии и мощности закладываются следующие основные положения: - исходной информацией для системы служат данные; получаемые от счетчиков электрической энергии, установленных на границах раздела собственности субъектов рынка; - сбор, обработка, хранение и передача информации должно осуществляться с помощью метрологически аттестованного, защищенного от несанкционированного доступа и сертифицированного для проведения коммерческих расчетов единого распределенного программно-аппаратного комплекса; Интегрированная автоматизированная система контроля и учета электроэнергии охватывает: · Все перетоки электроэнергии и мощности по сетям всех уровней напряжения на границах балансовой принадлежности субъектов ранка, с автоматизацией коммерческого учета на стороне каждого субъекта. · Генерацию электроэнергии и мощности всеми электростанциями и блок - станциями, независимо от собственности, с автоматизацией коммерческого учета на объекте. > Всех потребителей (по точкам балансовой принадлежности) вышедших на оптовый, рынок электроэнергии, и мощности. В число основных функций автоматической системы коммерческого учета входит: - Автоматизация первичного учета электроэнергии и мощности с привязкой результатов измерений к единому астрономическому времени на объектах оптового рынка; - Формирование измеренных значений контролируемых параметров с заданным интервалом суммирования мгновенных значений параметров; - Сбор значений измеренных параметров и преобразование их в именованные величины в соответствии с заданными коэффициентами пересчета; - Формирование необходимых баз учетных данных на каждом уровне сбора и обработки данных, в том числе с адаптацией множества измеренных параметров к условиям формирования ценовых заявок участников оптового рынка; 4. Методология построения системы АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии. 4.1 Структура АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергия и мощности. По своей структуре АСКУЭ конкурентного рыка электроэнергии и мощности создается как распределенная многоуровневая иерархическая система, включающая следующие уровни (рис.1): • Уровень Администратора торговой системы и Системного оператора; • Уровень энергосистемы с объединенным диспетчерским управлением (уровень ОДУ); • Уровень Региональных сетевых компании (РДУ); В свою очередь уровень Региональных сетевых компаний должен включать уровни: • Энергообъекта; • Уровень потребителей электроэнергии. В систему АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности входят: - Электронные ( в том числе микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, имеющие цифровые и/или числоимпульсные интерфейсы; - Устройства сбора передачи данных (УСПД) обеспечивающих прием, обработку, накопление, хранение, отображение и осуществляющие передачу необходимых, данных на верхние уровни управления по различным каналам связи; - Технические средства обработки информации, включая каналы связи, модемы различного назначения, устройства коммутации сигналов и т.д. Системы АСКУЭ должны образовывать интегрированный информационный комплекс, работающий в системе единого времени для обеспечения синхронизации данных учета между участниками рынка электроэнергии и мощности. 4.2 Коммерческие сечения и места установки приборов коммерческого учета. Приборы коммерческого учета должны устанавливаться на границах балансовой принадлежности субъекта рынка на каждом присоединении, через которое участник рынка может покупать или продавать электроэнергию. На концах каждой линии, связывающей различных субъектов рынка электроэнергии и мощности, должны быть установлены два комплекта коммерческих приборов учета одинакового класса точности, один из которых по договоренности сторон является расчетным, другой контрольным. Совокупность всех приборов коммерческого учета одного субъекта рынка, включенных на границе с другим субъектом конкурентного рынка электроэнергии и мощности или с Федеральной сетью, образует коммерческое сечение. Сумма показаний всех приборов одного коммерческого сечения прямого направления должна определять количество энергии, которая была продана/принята субъектом конкурентного рынка электроэнергии на рынке и/или по прямым договорам за рассматриваемый период времени, Сумма показаний всех приборов одного коммерческого сечения обратного направления должна определять количество энергии, которая была куплена субъектом рынка электроэнергии и мощности на конкурентном рынке и/или по прямым договорам за рассматриваемый период времени. 4.3 Общие требования к АСКУЭ. Электронные (микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии, УСПД (далее контроллеры) и система АСКУЭ в целом должны быть внесены в Государственный реестр, средств измерений РФ, иметь сертификат об утверждении типа, проходить первичную и периодическую поверку в органах Госстандарта. Аппаратура АСКУЭ должна отвечать требованиям к программно-аппаратным средствам защиты (ГОСТ Р 50739-95), которые должны выполнять: - гарантийное разграничение доступа к информации; - регистрацию событий, имеющих отношение к защищенности информации; - обеспечение доступа только после предъявления идентификатора и личного пароля; - запрет на несанкционированное изменение конфигурации; - защита от возможности изменения данных через локальную сеть или модем; - конструкция аппаратуры должна предусматривать возможность, пломбирования, предотвращающего доступ внутрь корпуса и к клеммным колодкам. Требования к метрологическому обеспечению средств вычислительной техники и межуровневого межмашинного обмена информации (далее информационный уровень АСКУЭ) в пунктах сбора и обработки информации: - Все аппаратные средства информационного уровня АСКУЭ должны иметь сертификат соответствия; - Поставляемые алгоритмы и программы обработки данных должны быть аттестованы в ходе Государственных испытаний АСКУЭ с целью утверждения типа. 4.4 Требования к счетчикам электроэнергии. В качестве приборов коммерческого учета должны применяться трехфазные, трехэлементные счетчики с цифровыми и/или импульсными выходами. Класс точности счетчиков у субъектов рынка выбирается исходя из следующих условий: • На присоединениях 220-1150 кВ должны устанавливаться электросчетчики класса 0,2; • На присоединениях 35-110 кВ и присоединениях потребителей с присоединенной мощностью более 5МВА должны устанавливаться электросчетчики класса 0,5; • На присоединениях остальных уровней напряжения должны устанавливаться электросчетчики класса 1,0; • На генераторах электростанций мощностью 100 МВт: и выше должны устанавливаться электросчетчики класса 0,2, а на генераторах меньшей мощности класса 0,5. Счетчики вновь проектируемых и реконструируемых объектов должны подключаться к измерительным трансформаторам, класс точности которых должен соответствовать классу точности счетчиков. Электросчетчики всех типов должны иметь возможность подключения к дополнительному (не по измерительным, цепям) источнику питания. Электросчетчики всех типов должны обеспечивать выполнение следующих функций: а) Вычисление и запоминание графика усредненной мощности одновременно по всем каналам измерения электросчетчика с глубиной хранения при 30-ти минутном интервале усреднения мощности не менее 30- суток для каждого канала. Интервал усреднения графика мощности должен задаваться при программировании электросчетчика с возможностью его выбора из ряда 3, 5, 10, 15, 30, 60 минут. б) Проводить самодиагностику в штатном режиме работы. в) Вести журнал статуса и событий. г) Вести по фазную регистрацию времени отсутствия напряжения. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь встроенные часы с погрешностью хода не более. 0,5 с/сутки. Ход часов должен быть обеспечен, встроенной батареей в течении не менее чем трех лет при отключенном питании. Конструкция счетчика должна обеспечивать замену батареи без вскрытия корпуса счетчика. • Электросчетчики должны позволять коррекцию времени от УСПД при считывании данных по цифровому интерфейсу не в период считывания данных. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь следующие цифровые интерфейсы и телеметрические выходы: а)RS-485; б) RS - 232, со скоростями обмена информацией по п.п. а), б) от 300 до 9600 Бод; д) число импульсных выходов не менее 2-х на измерительный канал с коэффициентом передачи 1000-50000 ипм/кВт*ч, Параметры сигнала: Напряжение 12 В. от (УСПД); ток в импульсе 15 мА. Длина линии связи для передачи числоимпульсной информации не менее 1,5 км. • Электронные (микропроцессорные) электросчетчики всех типов должны иметь многофункциональный дисплей для отображения измеряемых величин и служебных параметров. • Длительность сохранения информации в электронных (микропроцессорных) электросчетчиках всех типов при отключенном питании доля сна быть не менее 3 месяцев, • Срок службы не менее 30 лет. • Межпроверочный интервал не менее 8. лет. • Среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов. 4.5 Требования к устройствам сбора и передачи данных УСПД. • УСПД должно обеспечивать сбор данных от электросчетчиков по следующим интерфейсам (с гальванической развязкой): а)RS-485; б) RS-232; в) Числоимпульсному (с параметрами U=12B.; Iимп. 12 мА, при частоте следования импульсов до 10 Гц с минимальной длительностью импульса 20 млс). • Суммарное количество каналов учета, обрабатываемых УСПД по всем интерфейсам должно выбираться из ряда: 16xN (общее количество 256). • Количество электронных (микропроцессорных) электросчетчиков, подключаемых к УСПД по цифровым интерфейсам (RS-232, RS-485, ИРПС), должно быть не менее 8. УСПД должно обеспечивать возможность организации групп учета путем алгебраического суммирования данных о расходе электроэнергии и мощности по заданным каналам учета. Максимальное количество групп и каналов учета в группе в соответствии с нормативными документами. • УСПД должно обеспечивать по каждому каналу и группе учета вычисление и хранение следующих параметров; а) расход электроэнергии за сутки срок хранения-45 суток; б) расход электроэнергии за месяц (нарастающий итог) срок хранения два года; в) суточный график средних, получасовых мощностей (48 значений), срок хранения - 15 суток; суточный график средних трехминутных мощностей (480 значений) срок хранения - 3 суток (не менее 30% каналов учета); г) приращение расхода электроэнергии или средние мощности на 15-и минутных интервалах в пятнадцатиминутном цикле. • УСПД должно обеспечивать вычисление по каждому каналу учета с числоимпульсным интерфейсом эквивалента показаний, электросчетчика. УСПД должно обеспечивать привязку измерений, полученных от электросчетчиков по числоимпульсному интерфейсу, к собственному системному времени и получение измерений с меткой времени, от опрашиваемых им микропроцессорных электросчетчиков по цифровому интерфейсу, а УСПД при работе с цифровыми интерфейсами должно обеспечивать восстановление всех данных измерений за время отключения его питания или выхода его из строя (на глубину хранения данных в микропроцессорных электросчетчиках). • УСПД должно иметь программно-аппаратные средства, позволяющие с их помощью проводить конфигурирование устройства под характеристики объекта и ввод необходимых параметров настройки, как на энергообъекте, так и дистанционно, с использованием удаленного доступа. • УСПД должно обеспечивать обмен информацией с верхним уровнем управления, передавать измерительную информацию, а также любую другую хранимую информацию по следующим коммуникационным каналам: а) по выделенному телемеханическому каналу со скоростью 50-600 Бод; б) по коммутируемому или выделенному телефонному каналу со скоростью до 9600 Бод (с помощью встроенного или внешнего модема); в) по радиоканалу со скоростью 2400 Бод (с помощью внешнего модема); УСПД должно обеспечивать внешние связи не менее чем по двум коммуникационным каналам и параллельный доступ к данным из различных источников. • УСПД должно иметь возможность объединения в локальную промышленную сеть. • УСПД желательно должно обеспечивать выход в Ethernet и поддерживать коммуникации по протоколу TCP/IP. • УСПД должно иметь встроенное или выносное информационное табло, а также клавиатуру. Интерфейс пользователя должен иметь русский язык общения. • УСПД желательно должно иметь встроенный оптопорт позволяющий конфигурирование устройства под характеристики объекта и ввод необходимых параметров настройки. • УСПД должно иметь встроенное программно-аппаратные средства защиты от зависаний. • УСПД должно обеспечивать ведение журнала событий, в котором должны фиксироваться: а) перерывы питания, б) изменение параметров настройки, в) перезапуски устройства. Журнал, событий должен передаваться на верхние уровни управления системой АСКУЭ согласно регламенту. • УСПД должно считывать и хранить диагностическую информацию электросчетчиков с цифровым интерфейсом, а также, по запросу, передаваться на верхние уровни управления системой АСКУЭ. • Основным источником питания УСПД должна быть однофазная сеть переменного тока напряжением 220В. Резервное питание УСПД должно осуществляться от сети постоянного тока 220В (с гальванической развязкой с сетью переменного тока). Устройство должно нормально функционировать при изменениях напряжения питания в диапазоне 170-290 В. • УСПД должно быть работоспособно в диапазоне температур от-40 до +50 градусов Цельсия. Допускается несколько климатических исполнений для разных диапазонов температур, удовлетворяющих приведенному диапазону. • Корпус УСПД должен иметь степень защиты не хуже IP51. • УСПД должен иметь следующие метрологические характеристики: а) предел допускаемого значения относительной погрешности накопления информации в течение суток должен быть не хуже ±0,1%. б) погрешность передачи данных от контроллера по каналам телекоммуникации в АСКУЭ верхнего уровня при ее определении после завершения сеанса связи должна отсутствовать. в) при обработке информации от электросчетчиков по числоимпульсному интерфейсу: предел допускаемого значения относительной погрешности передачи данных от датчиков импульсов до УСПД должен быть не хуже ± 0,1% при измерении не менее 4 часов; предел допускаемого значения относительной погрешности перевода числа импульсов, получаемых от датчиков импульсов, в именованные величины должен быть не хуже ± 0,05%; г) при обработке информации от электросчетчиков по цифровым интерфейсам: - предел допускаемой относительной погрешности по активной и реактивной энергии не зависит от характеристик УСПД и определяется классом точности применяемых электросчетчиков; - предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии за счет обработки измерительной информации от электросчетчиков на должен превышать ± 0,05%; - предел допускаемой относительной погрешности по средней мощности не должен превышать ± 0,05%; • УСПД должно иметь среднюю наработку на отказ не менее 30 000 часов и срок службы не менее 30 лет. • УСПД должны объединяться в локальную сеть АСКУЭ (ЛВС АСКУЭ) на энергообъекте по интерфейсу RS-485 или на базе технологий коммутируемых. 4.6 Требования к техническим средствам систем сбора и передачи информации, включая каналы связи, модемы, различного назначения, устройства коммутации сигналов и т.д. (далее средства связи): - все агрегатные средства связи должны иметь сертификат соответствия; - к каналам связи метрологические требования не предъявляются, к каналам связи метрологические требования не предъявляются. Для передачи данных АСКУЭ с объектов должны применяться следующие технические средства; • коммутируемые или выделенные неуплотненные телефонные каналы связи (с помощью встроенного или внешнего модема, скорость передачи зависит от качества канала и типов используемых модемов от 2400 и выше); • коммутируемые или выделенные уплотненные каналы связи (диапазон частот 0.3 - 2.4 кГц, скорость передачи зависит от качества канала и типов используемых модемов от 1200 и выше); • выделенные телемеханические (телеграфные) каналы (диапазон частот 2.4 - 3.4 кГц, скорость передачи до 600 Бод); • сопрягаемые с контроллерами устройства телемеханики; • сопрягаемые с контроллерами УКВ радиостанции; • сопрягаемые с контроллерами цифровые каналы передачи данных. 4.7 Состав информации от различных субъектов конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Общие требования Рынка электроэнергии и мощности к информации формируемой системой АСКУЭ: Покупатели электроэнергии: 1. 30 мин. приращения активной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки; • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 2. 30 мин. приращения реактивной электроэнергии (мощности)48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту (график нагрузки). 3. Расход электроэнергии за сутки, и с начала месяца: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. Электрические станции и блок станции: 1. 30 мин. приращения активной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки: • по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 2. 30 мин. приращения реактивной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки; по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 3. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • по каждой отходящей линии; • суммарно по всем отходящим линиям. 4. Для генераторов с единичной мощностью 100 мВт и выше должны передаваться 3 мин. значения активной электроэнергии (мощности) 480 значений за сутки. • по каждому генератору; • суммарно по всем генераторам. 5. Расход электроэнергии, с нарастающим итогом (с начала месяца): • на собственные нужды; • хозяйственную деятельность. Информация с подстанций ФСК и подстанций РСК: 1. 30 минутные приращения активной электроэнергии: (мощности) 48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 2. 30 минутные приращения реактивной электроэнергии (мощности) 48 значений за сутки: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 3. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • по каждому присоединению; • суммарно по объекту. 4. Расход электроэнергии за сутки и с начала месяца: • на собственные нужды; • хозяйственную деятельность. Указанная информация от перечисленных объектов должна передаваться в пункты сбора и обработки информации АСКУЭ в установленное время, сегодня за завтра 2.8 Требования к программно-аппаратному комплексу АСКУЭ. Создание программно-аппаратного комплекса АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности должно осуществляться на базе новейших информационных технологий с использованием передовых, технических решений, таких как модульность построения системы, использование открытых промышленных стандартов облегчающих интеграцию систем АСКУЭ различных, производителей и т.д. Интегрированный информационный комплекс АСКУЭ реализуется с учетом следующих требований: - Высокая надежность функционирования как системы в целом, так и отдельных компонентов; - Масштабируемость системы; - Быстродействие, достаточное для полноценного функционирования Информационно-расчетной системы Администратора торговой системы; - Защита от несанкционированного доступа; - Обеспечение информационной безопасности, передачи и хранения собранной и обработанной информации; - “Дружественный интерфейс” с пользователем. При создании программно-аппаратного комплекса АСКУЭ конкурентного рынка электроэнергии и мощности, должны соблюдаться следующие принципы: - Принцип системности - заключается в том, что при декомпозиции должны быть установлены такие связи между структурными элементами системы, которые обеспечивают целостность системы и ее взаимодействие с другими системами; - Принцип открытости (развития) - исходя из перспективы развития конкурентного рынка, программно-аппаратный комплекс АСКУЭ, должен создаваться с учетом расширения/обновления функций и состава без нарушения функционирования; - Принцип совместимости - при создании программно-аппаратного комплекса должны быть реализованы интерфейсы, благодаря которым программно-аппаратный комплекс может взаимодействовать с другими системами в соответствии с установленными правилами; - Принцип стандартизации - при создании программно-аппаратного комплекса должны применятся типовые и стандартизованные элементы; Программно-аппаратный комплекс АСКУЭ должен соответствовать требованиям предъявляемыми “Технологическими правилами оптового рынка” и “Коммерческими правилами оптового рынка электроэнергии и мощности”. Вывоз мусора представляется и утилизация отходов Энергосберегающие технологии ото. В. Управління енергозбереженням на підприємствах. Энергосбережение. Компенсация методической погрешности измерения температуры при ик контроле. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
