Книги для электрика и энергетика

Тренажеры оперативных переключений

2012-02-05T19:25:00.001+02:00

Предлагаю Вам краткий обзор двух тренажеров оперативных переключений используемых на энергообъектах ОЭС Украины.
1. Программно тренажерный комплекс оперативных переключений разработки НВП ООО “Инфотех”

Основой модифицированной версии ПТК ОП++ является оригинальная экспертная система, позволяющая добиться практически неограниченной гибкости в построении учебных заданий с учетом всех пожеланий заказчика и одновременно контролировать выполняемые one - рации с помощью метабазы знаний, в которой описаны основные правила типовой инструкции по переключениям в электроустановках. Все операции выполняются с видео- и звуковым сопровождением.
Перед созданием тренировки пользователю нужно установить исходное состояние схемы, РЗА, ТЦ и ПЗ. В этом случае работу РЗА необходимо моделировать (режим "Реакция схемы на операции текущего шага"). Действия тренировки (переключения, переговоры, взаимодействия с панелями РЗА и т.п.) вводятся инструктором в порядке, определяемом сценарием. Ввод операций сценария переключений необходим для генерации подсказки в процессе учебной тренировки и для выставления оценки в протоколе контрольной тренировки. Бланки оперативных переключений генерируются по уже созданным тренировкам. Операции с элементами электрических схем выполняются при любом масштабе схемы на экране.
Данная версия ПТК ОП++ поддерживает сетевой режим работы, поэтому пользователь может организовать учебную/контрольную тренировку для совместной работы на нескольких персональных компьютерах.
В последних версиях этого комплекса появилась возможность проведения психофизиологических упражнений с оперативным персоналом.

Процесс отрисовки схемы объекта очень напоминает черчение в AutoCAD, но жаль что отсутствует возможность импорта схем из других редакторов, так же как и экспорта.

В целом тренажер отличается своей простотой в использовании, отсутствием сложной графики и трехмерных моделей оборудования, сопровождение его для внесения каких либо изменений в схемы не требуется от разработчика ПО, все можно сделать самостоятельно, необходимые инструменты есть в наличии.
2. Тренажер по переключениям оперативно-диспетчерского персонала “Модус”

Данный тренажер является более сложным в своей организации, так как его работу обеспечивают несколько модулей: Аниматор схем, Графический редактор, Интегратор схем, Редактор связей, Тренажер.
Тренажер характеризуется своей красочностью и полным соответствием объекта (с точки зрения схемы ОРУ, ГЩУ и т.д.) моделирования.

Защитные средства

Схема Щита управления

Подробную документацию о этих тренажерах можно найти по следующей ссылке

Blogspot Теги: тренажер оперативных переключений,оперативная работа,ПБЭЭ,оперативные переключения

просмотр документации

PS: Вы любите играть в on-line игры такие как WoW, Lineage, а знаете ли вы о том, что на игровом увлечении можно неплохо подзаработать реальных деньжат за ваше игровое мастерство - сайт первый миллион поможет Вам овладеть всеми хитростями подобного вида онлайн заработка, заходите и узнайте больше.

ТОЭ постоянный ток

2012-01-14T12:00:00.001+02:00

Случайно нашлась в архиве методичка с задачами и теорией по постоянному току вот решил поделиться.

ПОСТОЯННЫЙ ТОК

· Сила тока:

где Q - заряд, прошедший через поперечное сечение проводника за время t.

· Плотность тока:

где S - площадь поперечного сечения проводника.

· Связь плотности тока со средней скоростью направленного движения заряженных частиц:

где e - заряд частицы; n - концентрация заряженных частиц.

· Закон Ома:

а) (для участка цепи, не содержащего э.д.с.),

где - разность потенциалов (напряжение) на концах участка цепи; R - сопротивление участка;

б) (для участка цепи, содержащего э.д.с.)

где x - э.д.с. источника тока; R - полное сопротивление участка (сумма внешних и внутренних сопротивлений);

в) (для замкнутой (полной) цепи),

где R - внешнее сопротивление цепи; R_i - внутреннее сопротивление цепи;

· Сопротивление R и проводимость G проводника:

где r - удельное сопротивление; g - удельная проводимость; l - длина проводника; S - площадь поперечного сечения проводника.

· Сопротивление системы проводников:

а) (при последовательном соединении);

б) (при параллельном соединении),

где - сопротивление i-го проводника.

· Работа тока:

, ,.

Первая формула справедлива для любого участка цепи, на концах которого поддерживается напряжение U, последние две - для участка, не содержащего э.д.с.

· Мощность тока:

, ,.

· Закон Джоуля-Ленца:

· Закон Ома в дифференциальной форме:

где g - удельная проводимость, E -напряженность электрического поля; j - плотность тока.

· Связь удельной проводимости с подвижностью b заряженных частиц (ионов):

где Q - заряд иона; n - концентрация ионов; b₊ и b_- - подвижности положительных и отрицательных ионов.

· Первое правило Кирхгофа

Алгебраическая сумма сил токов, сходящихся а узле, равна нулю, т.е.

(4)

· Второе правило Кирхгофа

В любом замкнутом контуре, произвольно выбранном в разветвленной электрической цепи, алгебраическая сумма падений напряжений (произведений сил токов J на сопротивление R) на отдельных участках цепи этого контура равна алгебраической сумме ЭДС Ek, встречающихся в контуре:

(5)

При решении задач рекомендуется следующий порядок расчета разветвленной цепи постоянного ток. Произвольно выбрать и обозначить на схеме цепи направления токов во всех участках цепи.

1. Подсчитать число N узлов в цепи. Записать первое правило Кирхгофа для каждого из N—1 узлов, Запись первого правила Кирхгофа для оставшегося узла не дает ничего нового, так как является простым следствием уже написанных уравнений для N—1 узлов].

3. Выделить в разветвленной цепи всевозможные замкнутые контуры и, условившись о направлении обхода, записать систему уравнений по второму правилу Кирхгофа, но не для всех этих контуров, а лишь для некоторых из них, так как второе правило Кирхгофа для части контуров являются следствием таких же уравнений для остальных контуров. В разветвленной цепи, состоящей из m участков и N узлов, число независимых уравнений второму правилу Кирхгофа равно N—(m — 1). При составлении этих уравнений контуры следует выбирать так, чтобы каждый новый контур содержал хотя бы один участок цепи, не входивший в уже рассмотренные контуры.

4. Если в результате расчета получается отрицательное значение силы тока в каком-либо участке цепи, то это означает, что в данном участке цепи электрический ток в действительности идет в направлении, противоположном тому, которое было выбрано в начале расчета (т. е. в п. 1).

Примеры решения задач по теме «ПОСТОЯННЫЙ ТОК»

Пример 1. Источники тока с электродвижущими силами ε₁ и ε₂ включены в цепь, как показано на рис. 19.2. Определить силы токов, текущих в сопротивлениях R₂ и R₃, если ε₁= 10 В и ε₂=4 В, а R₁=R₄=20м и R₂=R₃=4 Ом. Сопротивлениями источников тока пренебречь.

Решение. Силы токов в разветвленной цепи определяют с помощью законов Кирхгофа. Чтобы найти четыре значения силы токов, следует составить четыре уравнения.

Указание. Перед составлением уравнений по закону Кирхгофа необходимо, во-первых, выбрать произвольно направления токов, текущих через сопротивления, указав их стрелками на чертеже, и, во-вторых, выбрать направление обхода контуров (последнее только для составления уравнений по второму закону Кирхгофа).

Выберем направления токов, как они показаны на рис. 19.2, и условимся обходить контуры по часовой стрелке.

Рассматриваемая в задаче схема имеет два узла: А и В. Но составлять уравнение по первому закону Кирхгофа следует только для одного узла, так как уравнение, составленное для второго узла, будет следствием первого уравнения.

При составлении уравнений по первому закону Кирхгофа необходимо соблюдать правило знаков: ток, подходящий к узлу, входит в уравнение со знаком плюс; ток, отходящий от узла, - со знаком минус.

По первому закону Кирхгофа для узла В имеем

I₁+I₂+I₃-I₄=0.

Недостающие три уравнения получим по второму закону Кирхгофа. Число независимых уравнений, которые могут быть составлены по второму закону Кирхгофа, также меньше числа контуров (в нашем случае контуров шесть, а независимых уравнений три). Чтобы найти необходимое число независимых уравнений, следует придерживаться правила: выбирать контуры таким образом, чтобы в каждый новый контур входила хотя бы одна ветвь, не участвовавшая ни в одном из ранее использованных контуров.

При составлении уравнений по второму закону Кирхгофа необходимо соблюдать следующее правило знаков:

а) если ток по направлению совпадает с выбранным направлением обхода контуров, то соответствующее произведение IR входит в уравнение со знаком плюс, в противном случае произведение IR входит в уравнение со знаком минус,

б) если ЭДС повышает потенциал в направлении обхода контура, т.е. если при обходе контура приходится идти от минуса к плюсу внутри источника, то соответствующая ЭДС входит в уравнение со знаком плюс, в противном случае - со знаком минус.

По второму закону Кирхгофа имеем соответственно для контуров AR₁BR₂A, AR₁BR₃A, AR₃BR₄A:

I₁R₁- I₂R₂=ε₁- ε₂ (1)

I₁R₁- I₃R₃= ε₁(2)

I₃R₃ + I₄R₄=0. (3)

Подставив в равенства (1)-(3) значения сопротивлений и ЭДС, получим систему уравнений:

I₁+I₂+I₃-I₄=0,

2I₁-4I₂=6,

2I₁-4I₃=10,

4I₃+2I₄=0.

Поскольку нужно найти только два тока, то удобно воспользоваться методом определителей (детерминантов). С этой целью перепишем уравнения еще раз в следующем виде:

I₁+I₂+I₃-I₄=0,

2I₁-4I₂+0+0=6,

2I₁+0-4I₃+0=10,

0+0+4I₃+2I₄=0.

Искомые значения токов найдем из выражений

I₂=Δ_I₂/Δ и I₃=Δ_I₃/Δ,

где Δ - определитель системы уравнений; Δ_I2 и Δ_I₃- определители, полученные заменой соответствующих столбцов определителя А столбцами, составленными из свободных членов четырех вышеприведенных уравнений, находим

Отсюда получаем

I₂=0; I₃= -1 А.

Знак минус у значения силы тока I₃ свидетельствует о том, что при произвольном выборе направлений токов, указанных на рисунке, направление тока I₃ было указано противоположно истинному. На самом деле ток I₃ течет от узла В к узлу А.

Пример 2. Сила тока в проводнике сопротивлением R=20 Ом нарастает в течение времени Δt=2 с по линейному за. кону от I₀=0 до I_max=6 А (рис. 19.3). Определить количество теплоты Q₁, выделившееся в этом проводнике за первую секунду, и Q₂ - за вторую, а также найти отношение этих количеств теплоты Q₂/Q₁.

Р е ш е н и е. Закон Джоуля – Ленца

Q= I²Rt применим в случае постоянного тока (I =const). Если же сила тока в проводнике изменяется, то указанный закон справедлив для бесконечно малого промежутка времени и записывается в виде

dQ= I²Rdt. (1)

Здесь сила тока I является некоторой функцией времени. В нашем случае

I=kt, (2)

где k - коэффициент пропорциональности, равный отношению приращений силы тока к интервалу времени, за который произошло это приращение:

k=ΔI/Δt.

С учетом равенства (2) формула (1) примет вид

dQ=k²Rt²dt. (3)

Для определения количества теплоты, выделившегося за конечный промежуток времени Δt, выражение (3) следует проинтегрировать в пределах от t₁ до t₂:

При определении количества теплоты, выделившегося за первую секунду, пределы интегрирования t₁ =О, t₂= 1 с и, следовательно,

Q₁=60 Дж,

а за вторую секунду - пределы интегрирования t₁= 1 с, t₂=2 с и тогда

Q₂=420 Дж.

Следовательно,

Q₂/Q₁=7,

т. е. за вторую секунду выделится теплоты в 7 раз больше, чем за первую секунду.

ЗАДАЧИ ПОВЫШЕННОЙ СЛОЖНОСТИ

Пример 1*. Сопротивление проводящей среды. Металлический шар радиусом а окружен концентрической тонкой металлической оболочкой радиусом b. Пространство между этими электродами заполнено однородной слабо проводящей средой с удельным сопротивлением ρ. Найти сопротивление межэлектродного промежутка.

Решение. Выделим мысленно тонкий сферический слой между радиусами r и r + dr. Линии тока во всех точках этого слоя идут перпендикулярно ему, поэтому такой слой можно рассматривать как цилиндрический проводник длиной dr с площадью поперечного сечения 4πr². Воспользовавшись формулой , запишем

Проинтегрировав это выражение по r от a до b, получим

Пример 2*. Два металлических шарика одинакового радиуса а находятся в однородной слабо проводящей среде с удельным сопротивлением ρ. Найти сопротивление среды между шариками при условии, что расстояние между шариками значительно больше их размеров.

Решение. Мысленно зарядим шарики + q и - q. Поскольку шарики находятся далеко друг от друга, электрическое поле вблизи поверхности каждого из них определяется практически только зарядом прилегающего шарика, причем его заряд можно считать распределенным равномерно по поверхности. Окружив шарик с положительным зарядом концентрической сферой, непосредственно прилегающей к его поверхности, запишем выражение для тока, протекающего через эту сферу:

где j — плотность тока. Воспользовавшись законом Ома (I = Е/ρ) и формулой , получим

Теперь найдем разность потенциалов между шариками: .

Искомое сопротивление .

Этот результат справедлив независимо от значения диэлектрической проницаемости среды.

Пример 3. Два проводника произвольной формы находятся в безграничной однородной слабо проводящей среде с удельным сопротивлением ρ и диэлектрической проницаемостью . Найти значение произведения RC для данной системы, где R — сопротивление среды между проводниками, С — взаимная емкость проводников при наличии среды.

Решение. Зарядим мысленно проводники зарядами + q и - q. Так как среда между ними слабо проводящая, то поверхности проводников являются эквипотенциальными и конфигурация поля такова же, как и при отсутствии среды.

Окружим, например, положительно заряженный проводник замкнутой поверхностью S, непосредственно прилегающей к поверхности проводника, и вычислим отдельно R и С:

где интегралы взяты по данной поверхности S. При вычислении R был использован закон Ома

, а при вычислении С — теорема Гаусса.

Произведение полученных выражений

Пример 4*. Условия на границе проводника. Проводник с удельным сопротивлением ρ граничит с диэлектриком, проницаемость которого . В некоторой точке А у поверхности проводника электрическая индукция равна D, причем вектор D направлен от проводника и составляет угол с нормалью к поверхности. Найти поверхностную плотность зарядов на проводнике и плотность тока вблизи точки А.

Решение. Поверхностная плотность зарядов на проводнике

Плотность тока найдем по закону Ома: . Из уравнения непрерывности следует, что нормальные составляющие вектора j равны, а так как в диэлектрике j_n=0 (тока нет), то и в проводнике j_n = 0. Стало быть, вектор j в проводнике касателен его поверхности. Это же относится и к вектору Е внутри проводника.

С другой стороны, из теоремы о циркуляции вектора Е следует, что тангенциальные составляющие его по разные стороны границы раздела одинаковы, а значит, , где – тангенциальная составляющая поля Е в диэлектрике.

Учитывая все это, получим

Пример 5*. Зазор между обкладками плоского конденсатора заполнен последовательно двумя диэлектрическими слоями 1 и 2 толщиной l₁ и l₂ с проницаемостями и и удельными сопротивлениями ρ₁ и ρ₂. Конденсатор находится под постоянным напряжением U, причем электрическое поле направлено от слоя 1 к слою 2. Найти поверхностную плотность сторонних зарядов на границе раздела диэлектрических слоев.

Решение. Искомая поверхностная плотность зарядов

(1)

Для определения Е₁ и Е₂ воспользуемся двумя условиями: из того факта, что l₁ = l₂, следует и, кроме того,. Решив два последних уравнения, найдем Е₁ и Е₂- Их подстановка в (1) приводит к следующему результату:

Отсюда видно, что при.

Пример 6*. Закон Ома для неоднородного участка цепи. В схеме (рис.3) известны э. д. с. W и источников, сопротивления R и R_o, а также емкость С конденсатора. Внутренние сопротивления источников пренебрежимо малы. Найти заряд на обкладке 1 конденсатора.

Решение. В соответствии с законом Ома для замкнутой цепи, содержащей сопротивления R и R_o, запишем

где положительное направление выбрано по часовой стрелке. С другой стороны, для неоднородного участка aRb цепи

а для участка аСb

Решив совместно эти три уравнения, получим

Заряд на обкладке 1 определяется формулой . Поэтому окончательный результат

Видно, что при заряд q₁ > 0, и наоборот.

Пример 7*. Неоднородный проводник. Длинный проводник круглого сечения площадью S сделан из материала, удельное сопротивление которого зависит только от расстояния r до оси проводника как , где — постоянная. По проводнику течет ток I. Найти:

1) напряженность Е поля в проводнике;

2) сопротивление единицы длины проводника.

Решение. 1. Напряженность Е поля по закону Ома связана с плотностью тока j, а j — с током I, поэтому можно записать

Напряженность Е одинакова во всех точках сечения данного проводника, т. е. не зависит от r. В этом легко убедиться, взяв прямоугольный контур внутри проводника так, чтобы одна сторона контура совпадала, например, с осью проводника, и затем применив к этому контуру теорему о циркуляции вектора Е.

Таким образом, Е можно вынести из-под интеграла и мы получим в результате интегрирования

2. Сопротивление единицы длины проводника можно определить с помощью формулы . Поделив обе части этого равенства на длину I участка проводника, к которому относятся R и U, найдем

Пример 8*. Работа источника э. д. с. Стеклянная пластина целиком заполняет зазор между обкладками плоского конденсатора, емкость которого при отсутствии пластины равна С_о. Конденсатор подключен к источнику постоянного напряжения U. Найти механическую работу, которую необходимо совершить против электрических сил, чтобы извлечь пластину из конденсатора.

Решение. Согласно закону сохранения энергии

(1)

где А_мех — совершенная внешними силами механическая работа против электрических сил;

А_ист — работа источника в этом процессе; — соответствующее приращение энергии конденсатора (мы считаем, что участие других видов энергии в изменении энергии системы пренебрежимо мало).

Найдем и А_ист. Из формулы для энергии конденсатора () следует, что при U = const

(2)

Так как емкость конденсатора при извлечении пластины уменьшается (С<0), то уменьшается и заряд конденсатора (<0). Последнее означает, что заряд прошел через источник против направления действия сторонних сил и источник совершил отрицательную работу:

(3)

Из сравнения формул (3) и (2) следует

После подстановки последнего выражения в (1) получим

Таким образом, извлекая пластину из конденсатора, мы (внешние силы) совершаем положительную работу (против электрических сил), при этом источник э. д. с. совершает отрицательную работу и энергия конденсатора уменьшается:

Пример 9*. Переходные процессы. Цепь состоит из источника постоянной э. д. с. и последовательно подключенных к нему сопротивления R и конденсатора С. Внутреннее сопротивление источника пренебрежимо мало. В момент t = 0 емкость конденсатора быстро (скачком) уменьшили в раз. Найти ток в цепи как функцию времени.

Решение. Запишем закон Ома для неоднородного участка цепи :

Учтем, что

(1)

Продифференцируем это равенство по времени, принимая во внимание, что в нашем случае

(q уменьшается) :

Интегрирование последнего уравнения дает

где определяется условием (1). Действительно,

причем — заряд конденсатора до изменения его емкости. Поэтому

Пример 10*. Конденсатору емкостью С сообщили заряд q₀ и затем в момент t = 0 его замкнули на сопротивление R. Найти зависимость от времени t количества теплоты, выделившегося на сопротивлении.

Решение. Искомое количество теплоты

. (1)

откуда видно, что прежде всего надо найти зависимость I(t). Воспользуемся с этой целью законом Ома для участка цепи :

или

(2)

Продифференцируем (2) по времени:

Проинтегрировав последнее уравнение, получим

(3)

где I₀ определяется условием (2) при q = q₀, т. е. . После подстановки (3) в (1) и соответствующего интегрирования получим

χ_m=0,209·(-1,3.10^-9) -2,7·10^-10 м³/моль.

0bb189efbfd22f71d6195db50b8fe098

Диспетчерский пункт

2012-01-08T16:53:00.001+02:00

Диспетчерские пункты разных времен и стран.

Диспетчерский пункт, центр системы диспетчерского управления, где сосредоточивается информация о состоянии производства, движении транспорта, энергоснабжении, ходе строительства и др. (см. Диспетчеризация). В состав Диспетчерский пункт входят: операторская (зал дежурств, кабинет), где находится рабочее место диспетчера; аппаратная с вспомогательным оборудованием; контрольно-ремонтная мастерская с дежурным персоналом, обслуживающим оборудование Диспетчерский пункт; вспомогательные помещения. Рабочее место диспетчера (оператора), диспетчерский пульт и диспетчерский щит размещают так, чтобы диспетчеру одинаково хорошо были видны все контрольные приборы, элементы сигнализации, экраны (табло), устройства отображения информации и промышленного телевидения.
Размеры и оснащённость Диспетчерский пункт зависят от вида и характера контролируемых процессов и объектов управления. Например, для Диспетчерский пункт промышленного предприятия характерно преобладание графических способов отражения хода производства с помощью диаграмм, планограмм, сетевых графиков и т.д., которые находятся непосредственно над столом диспетчера; контрольно-учётная и сигнальная аппаратура размещается в надстройке стола. На Диспетчерский пункт энергосистемы основное значение имеют автоматическая сигнализация и измерения, требующие непрерывного наблюдения; это обусловливает размещение соответствующих устройств и приборов на диспетчерском щите перед диспетчерским пультом. Число одновременно занятых диспетчеров зависит от сложности системы управления и объёма поступающей информации. На современных предприятиях с развитым автоматизированным производством, с большим объёмом поступающей на Диспетчерский пункт информации, где управленческие работы ведутся с помощью ЭВМ, Диспетчерский пункт располагается в непосредственной близости от информационно-вычислительного центра предприятия, часто представляя с ним единое звено автоматизированной системы управления (АСУ).

Основные технические требования к организации АСУ ТП подстанций 110 - 750 кВ

2012-01-07T13:36:00.001+02:00

1. Задачи и функции АСУ ТП.

1.1. Общие положения.

Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) ПС представляет собой интегрированную иерархическую систему управления на базе микропроцессорных вычислительных средств, предназначенную для автоматизации функций управления технологическими процесами ПС 110 – 750 кВ ОЭС Украины в составе:

- релейной защиты и автоматики (РЗА), в т.ч. удаленное управление;

- противоаварийного управления (ПАУ) группами уставок и конфигурации (по кодам допуска);

- оперативного управления командоаппаратами (КА) электротехнического обборудованния, в т.ч. удаленного (по кодам доступа);

- мониторинга состояния и ресурсов эксплуатации силового высоковольтного оборудования (высоковольтные вводы, выключатели, трансформаторы, реакторы …) в режиме реального времени;

- видеонаблюдение за оборудованием;

Регистрация аварийных событий и режимных параметров в режимах off/on-line;

- технологический и коммерческий учет электроэнергии;

- мониторинг текущих электрических режимов (в режиме on - line);

- мониторинг качества электроэнергии;

- обмен информацией между обьектом, МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго» по стандартным международным протоколам;

- контроль и учет, технических, бухгалтерских и кадровых документов;

- видеонаблюдение за территорией.

Целью создания АСУ ТП является:

1.1.1. Повышение надежности систем управления и повышение на этой

основе надежности электроснабжения потребителей.

1.1.2. Расширение функциональных возможностей систем управления подстанциями по сравнению с существующими за счет использования возможностей микропроцессорной техники.

1.1.3. Снижение затрат на техническое обслуживание подстанций.

1.1.4. Снижение трудозатрат на изготовление аппаратуры, монтаж и эксплуатационные проверки систем управления.

1.2. АСУ ТП должны обеспечивать выполнение следующих функций:

1.2.1. Технологические:

1.2.1.1. Сбор аналоговой и дискретной информации о текучих технологических режимах и состоянии оборудования.

1.2.1.2. Контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран.

1.2.1.3. Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС, в МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго» (контроль, диагностика и визуализация состояния оборудования ПС); отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы.

1.2.1.4. Дистанционное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.), а так же резервное управление при отказах верхнего и среднего уровня АСУ ТП.

1.2.1.5. Удаленное (по кодам доступа) изменение состояния программных оперативних элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.

1.2.1.6. Программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА).

1.2.1.7. Технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация и обработка.

1.2.1.8. Регистрация событий собственными средствами и посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.

1.2.1.9. Определение места повреждения на ВЛ (ОМП), включая получение и представление данных от автономных систем РЗА, РАС.

1.2.1.10. Мониторинг параметров качества электроэнергии, как собственными средствами АСУ ТП, так и посредством информационного

обмена с АСКУЭ, специализированными устройствами.

1.2.1.11. Информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АСКУЭ, и т.п.) по стандартным протоколам.

1.2.1.12. Обмен оперативной информацией с МЭС, ЭС, НЕК «Укрэнерго» 1.2.1.13. Обмен неоперативной технологической информацией с МЭС, ЭС, НЕК «Укрэнерго».

1.2.1.14. Контроль уровней напряжения на главных шинах подстанции. Интегрированный учет случаев превышения длительно допустимых уровней напряжения.

1.2.2. Общесистемные:

1.2.2.1. Организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций; обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни.

1.2.2.2. Тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-

вывода и передачи информации.

1.2.2.3. Синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени.

1.2.2.4. Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени.

1.2.2.5. Защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям.

1.2.2.6. Документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.

1.2.2.7. Автоматизированное проектирование, программирование и конфигурирование.

1.3. Требования к отдельным функциям АСУ ТП:

1.3.1. Функция «Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС» предусматривает контроль, диагностику и визуализацию состояния следующих видов оборудования ПС:

1.3.1.1. Выключателей, разъединителей, заземляющих ножей, включая логику оперативных блокировок.

1.3.1.2. Измерительных трансформаторов тока и напряжения.

1.3.1.3. Трансформаторного оборудования.

1.3.1.4. Элегазовой схемы КРУЭ.

1.3.1.5. Оборудования системы оперативного постоянного тока.

1.3.1.6. Оборудования системы собственных нужд переменного тока.

1.3.1.7. Программно-технических комплексов РЗА, ПА. АСУ ТП, АИИС КУЭ, оборудования связи и т. п.

1.3.1.8. Инженерных и вспомогательных систем (автоматического пожаротушения трансформаторов, противопожарного водоснабжения, дренажных систем, вентиляции, климат-контроль помещений и др.). 1.3.1.9. Комплекса систем технических средств безопасности (КСТСБ): охранного и технологического видеонаблюдения, пожарной и охранной сигнализации зданий, охранной сигнализации периметра, контроля и управления доступом, оповещения и управления эвакуацией, охранного освещения.

1.3.2. Функция «Автоматизированное управление коммутационной аппаратурой ПС, а так же резервное управление коммутационной аппаратурой при отказах АСУ ТП»:

1.3.2.1. Предусматривает следующую иерархию управления коммутационными аппаратами:

№	Тип КА	Вид и место управления	Примечание
1	Выключатели 6 кВ и выше, разъединители и заземляющие ножи с электроприводами; вводные и секционные выключатели ЩСН-0,4 кВ; РПН; выключатели отдельных потребителей ЩСН, выключатели ЩПТ (при их наличии), насосы и задвижки пожаротушения, ответственные механизмы инженерных систем - при наличии возможности.	АРМ оперативного персонала на подстанции, АРМ оперативно-диспетчерского персонала в МЭС	Основное средство управления. С приоритетом управления у дежурного персонала или персонала ОВБ во время их нахождения на объекте.
2	Выключатели, разъединители и заземляющие ножи с электроприводами 35 кВ и выше	От органов управления в составе контроллера присоединения (с мнемонической схемы на сенсорной панели контролера присоединения)	Резервное средство управления при неисправности верхнего или среднего уровней АСУ ТП, команды управления фиксируются в протоколе событий контролера присоединения.
3	Выключатели 6, 10 кВ, РПН. Вводные и секционные выключатели 0,4 кВ, насосы и задвижки пожаротушения	От кнопок (ключей) в шкафах РЗА, РПН, ЩСН, АПТ на ПС	Резервное средство управления при неисправности нижнего уровня АСУ ТП.
4	Выключатели, разъединители, заземляющие ножи с электроприводами всех классов напряжения, насосы и задвижки пожаротушения	По месту установки КА (Шкафы управления КА устанавливаются в зоне безопасного их обслуживания)
5*	КА не реконструируемой части ПС	Существующие шкафы управления, оперативный щит управления (ЩУ) ПС	Основное средство управления.

* На частично реконструируемых ПС при наличии АСУ ТП щит управления сохраняется для управления существующими (не заменяемыми) КА (определяется проектом). Это же относится к переходному периоду при комплексной поэтапной реконструкции.

1.3.2.2. При управлении оборудованием (местное, дистанционное) должна быть предусмотрена программная или аппаратная блокировка, исключающая одновременное управление с разных рабочих мест, реализована логика технологических блокировок (от неполнофазного режима, от «прыгания», от несинхронного включения и т.п.).

1.3.2.3. Все действия оперативного персонала по управлению электрооборудованием с АРМ или по месту должны фиксироваться в архивах АСУ ТП с указанием метки времени, способа управления.

1.3.2.4. В АСУ ТП должны также фиксироваться операции по изменению режима управления коммутационными аппаратами («местное» - «дистанционное») с определением уровня управления.

1.3.2.5. Передача команд управления от контроллеров АСУ ТП к исполнительным механизмам должна выполняться контрольным кабелем.

1.3.2.6. Допускается передача команд управления от контроллеров АСУ ТП на исполнительные механизмы через МП устройства РЗА с помощью

«сухих» контактов, подключенных к соответствующим дискретным входам указанных устройств.

1.3.3. Функция «Сбор и обработка аналоговой и дискретной информации»:

1.3.3.1. Ввод текущих пофазных значений токов и напряжений в ПТК АСУ ТП должен осуществляться от измерительных трансформаторов тока и напряжения (для оборудования напряжением 6 - 750 кВ) и напрямую (~220 В от ЩСН и =220 В от ЩПТ) - непосредственно в устройства нижнего уровня АСУ ТП: модули УСО контроллеров и/или микропроцессорные датчики электрических величин (тока, напряжения, активной и реактивной мощности, качества электроэнергии, ОМП).

1.3.3.2. При измерении неэлектрических параметров источниками аналоговых сигналов могут быть датчики технологических величин (температура, давление и т.п.) с унифицированным выходом 4-20 мА. При необходимости средствами АСУ ТП должна предусматриваться линеаризация полученных значений технологических величин. Предпочтительно должны использоваться датчики с цифровым выходом.

1.3.3.3. Общая погрешность измерений режимных электрических параметров (ток, напряжение, мощность, частота) для всего канала измерения не должна превышать 1% при точности ТТ и ТН не хуже 0,5% и потерях в кабелях от ТН/ТН до РЩ, не превышающих установленные нормы.

1.3.3.4. Погрешность, вносимая АСУ ТП в измерения токов, напряжений, активной и реактивной мощности, должна быть не более 0,5% для присоединений всех уровней при изменении входных величин (токов и напряжений) в диапазоне 10%...120% от номинальной величины.

1.3.3.5. Дискретная информация вводится в устройства нижнего уровня АСУ ТП контрольным экранированным кабелем сигналами типа «сухой» контакт. Дискретные сигналы, не относящиеся к схемам управления КА, могут быть получены по цифровым каналам от интегрируемых микропроцессорных устройств.

1.3.3.6. В ходе первичной обработки должны выполняться:

1.3.3.6.1. Устранение влияния «дребезга», возникающее при замыкании/размыкании контактов.

1.3.3.6.2. Отстройка от помех (сигналов с длительностью менее 5-7мс).

1.3.3.6.3. Присвоение меток времени любому дискретному сигналу с точностью, обеспечивающей однозначное распознавание технологических ситуаций при анализе, в частности, двух последовательных переключений коммутационного аппарата наивысшего быстродействия, точность фиксации времени событий должна быть не хуже 1 мс.

1.3.3.6.4. Дискретные сигналы о положении коммутационных аппаратов (КА) проверяются на достоверность путем введения двух сигналов от одного КА: «включен» и «отключен», получаемых с помощью нормально

замкнутого и нормально разомкнутого контакта, отнесенных к одному состоянию КА. Состояние КА при этом соответствует следующей таблице:

Положение блок-контакта	Состояние КА
Замыкающий БК- замкнут Размыкающий БК- разомкнут	Включено
Замыкающий БК- разомкнут Размыкающий БК-замкнут	Отключено
Замыкающий БК- разомкнут Размыкающий БК- разомкнут	Промежуточное положение
Замыкающий БК- замкнут Размыкающий БК- замкнут	Неопределённое -Неисправность

Примечание: Замыкающий БК - блок-контакт КА, замыкающийся только при включенном положении силовых контактов КА; Размыкающий БК - блок-контакт КА, замыкающийся только при конечном отключенном положении силовых контактов КА.

1.3.3.6.5. Для питания «сухих» контактов должно использоваться напряжение питания 220 В постоянного тока.

1.3.3.6.6. Контроллером должно отслеживаться время нахождения КА в промежуточном положении при выполнении команд отключения и включения, по истечению допустимого по заводским данным времени формируется состояние «неисправность».

1.3.4. Функция «Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени»:

1.3.4.1. Вся конфигурационная информация АСУ ТП подстанции должна быть структурирована и храниться в базе данных. При структурировании данных предпочтительно руководствоваться нормами стандарта МЭК 61850-7. Допускается использование других форматов описания конфигурации, при условии наличия их открытой (доступной) спецификации или наличия инструментальных средств импорта/экспорта в формат SCL стандарта МЭК 61850.

1.3.4.2. Все регистрируемые АСУ ТП параметры и события подлежат архивированию для ретроспективного анализа состояния и режимов работы оборудования. К автоматически архивируемой информации относится вся информация, регистрируемая средствами АСУТП, в том числе:

1.3.4.2.1. Значения измеряемых аналоговых сигналов.

1.3.4.2.2. Любые изменения дискретных сигналов.

1.3.4.2.3. Выход параметров за аварийные и предупредительные уставки и вхождение в норму.

1.3.4.2.4. Команды управления.

1.3.4.2.5. Диагностическая информация.

1.3.4.2.6. Результаты определения места повреждения (ОМП) на ЛЭП.

1.3.4.2.7. Работа устройств технологической сигнализации.

1.3.4.2.8. Срабатывания и возврат устройств релейной защиты, автоматики, противоаварийной автоматики.

1.3.4.2.9. Переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления.

1.3.4.2.10. Информация от смежных подсистем.

1.3.4.2.11. Информация и команды управления с верхнего уровня управления.

1.3.4.2.12. Системные события, формируемые внутри АСУТП (в том числе информация самодиагностики по программным и техническим средствам).

1.3.4.3. Архивные данные должны обеспечивать последующее редставление оперативному, административному и другому персоналу данные для анализа и подготовки отчетной информации (ведомостей, протоколов, отчетов) об истории протекания технологических процессов, развитии аварии, работе автоматики, действиях операторов, функциях и параметрах системы управления, результатах расчета, нормативных и справочных данных.

1.3.4.4. Средства архивирования должны обеспечивать доступ к архивной информации посредством стандартных запросов, в том числе из внешних приложений.

1.3.4.5. Объем архива должен обеспечивать хранение перечисленной информации, зарегистрированной в течение 2 лет. Должна быть обеспечена возможность как событийной записи в архив, так и периодической.

1.3.4.6. Информация, записываемая в архив, должна сопровождаться сопутствующими признаками (недостоверности, выхода за заданные уставки и т.д.), а для дискретных сигналов, событий и команд иметь метку времени с разрешающей способностью 1 мс. Подсистема архивирования информации должна обеспечивать автоматический (по расписанию) и ручной перенос архивной информации на сменные носители для создания долгосрочных внешних архивов и автономного просмотра этих архивов. С этой целью система должна быть укомплектована долгосрочным носителем информации, емкость которого определяется при рабочем проектировании системы. Для периодического освобождения архива должна быть предусмотрена возможность переноса информации на долговременные электронные носители в упакованном виде (в согласованном формате). Запись на долговременный носитель должна осуществляться с помощью инструментального ПО АСУТП.

1.3.5. Функция «Обмен информацией с другими уровнями иерархии

управления»:

1.3.5.1. Для обеспечения доступа к оперативно-диспетчерской и технологической информации абонентов высших уровней иерархии управления средства АСУ ТП должны быть оснащены соответствующими программными и аппаратными интерфейсами.

1.3.5.2. В качестве основных средств связи должны использоваться цифровые каналы передачи данных (как правило, Ethernet) и транспортные протоколы TCP/IP.

1.3.5.3. Программные интерфейсы должны обеспечивать доступ к следующим видам информации:

1.3.5.3.1. Оперативно-технологической - данные измерений и состоянии главной схемы, оборудования, инженерных коммуникаций, внешний среды и др.

1.3.5.3.2. Историческим - архивам оперативно-технологических данных, учета электроэнергии, ведомостям событий, журналам изменений, результатам регистрации процессов и др.

1.3.5.4. Передача оперативно-диспетчерской информации в МЭС должна осуществляться с использованием протокола МЭК 60870-5-104; в ЭС и НЭК «Укрэнерго» - МЭК 60870-5-101/104.

1.3.5.5. Передача неоперативной технологической информации в МЭС должна осуществляться ПТК ССПТИ подстанционного уровня на базе PI

System или средствами АСУ ТП с использованием протокола МЭК 60870-6 (ICCP).

2. Основные принципы построения и структура АСУ ТП.

2.1. Построение АСУ ТП ПС должно основываться на современных информационно-технологических принципах с использованием современных программных и технических средств, выполненных на микропроцессорной элементной базе. Основным протоколом обмена информацией между устройствами, входящими в АСУ ТП и МП РЗА подстанции должен быть IEC 61850-8. Информационный обмен с прочими автономными системами допускается выполнять с использованием различных стандартных протоколов, в случае, если эти системы не поддерживают IEC 61850-8. Использование для обмена с РЗА протокола отличного от IEC 61850-8 может быть допущенным как исключительная мера при достаточном обосновании и условии согласования с НЭК «Укрэнерго».

2.2. АСУ ТП должна строиться как многоуровневая распределенная человеко-машинная система, работающая в реальном масштабе времени.

2.3. Структурная схема АСУ ТП должна отображать основне решения по выполнению всех перечисленных функций по конкретной ПС с учётом размещения технических средств АСУ ТП в зданиях и помещениях.

2.4. Типовая структурная схема АСУ ТП подстанции 110-750 кВ приведена в приложении 2 к настоящим Рекомендациям.

2.5. При проектировании АСУ ТП должна быть предусмотрена возможность аппаратного и программного расширения.

2.6. В состав АСУ ТП ПС должны входить:

2.6.1. Устройства сбора и обработки информации (контроллеры присоединений и модули УСО в их составе) - нижний уровень АСУ ТП. При этом контроллер присоединения может быть совмещён в одно устройство с микропроцессорным терминалом РЗА. В этом случае терминал РЗА должен отвечать всем требованиям, предъявляемым к контроллерам АСУ ТП.

2.6.2. Устройства передачи информации (маршрутизаторы, коммутаторы и т.п.) - средний уровень АСУ ТП.

2.6.3. Устройства концентрации, обработки и архивирования даннях (сервера, шлюзы) - верхний уровень АСУ ТП.

2.6.4. Устройства предоставления информации пользователям (АРМ, принтеры, экраны коллективного пользования и т.п.) - верхний уровень АСУ ТП.

2.6.5. Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ).

2.6.6. Измерительные преобразователи (некомплектной поставки с основным оборудованием).

2.6.7. Устройства гарантированного электропитания ПТК.

2.6.8. Устройства синхронизации единого времени.

2.6.9. Конструктивы для размещения технических средств (шкафы с необходимыми аппаратными средствами, мебель для АРМ).

2.6.10. Сервисная аппаратура и запасные части.

2.6.11. Базовое (фирменное) и прикладное (пользовательское) программное обеспечение.

2.7. Автономные цифровые системы, с которыми АСУ ТП должна поддерживать информационный обмен:

2.7.1. Релейная защита и автоматика.

2.7.2. Противоаварийная автоматика.

2.7.3. Регистраторы аварийных сигналов и событий.

2.7.4. Системы автоматического регулирования.

2.7.5. Приборы определения места повреждения ЛЭП.

2.7.6. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

2.7.7. Система измерения показателей качества электроэнергии.

2.7.8. Системы диагностики и мониторинга (трансформаторного оборудования, ЩПТ, ЩСН, контроля гололёдной нагрузки и т.п) - при их

наличии на ПС.

2.7.9. Системы управления установками (УШР, АСК, СТК, и т.п.), поставляемые комплектно с оборудованием.

2.7.10. Комплекс систем технических средств безопасности (КСТСБ): охранное и технологическое видеонаблюдение, пожарная и охранная сигнализация зданий, охранная сигнализация периметра, контроль и управление доступом, оповещение и управление эвакуацией, охранное

освещение.

2.7.11. Другие автономные микропроцессорные системы или устройства, устанавливаемые на ПС, при необходимости предоставления информации от них дежурному персоналу ПС.

2.8. Устройства верхнего уровня. Основные рекомендации по схемным решениям устройств верхнего уровня:

2.8.1. Серверы АСУ ТП должны быть резервируемые, с двумя блоками питания горячей замены каждый, подключенными к разным источникам питания. В качестве массива хранения информации приманять SCSI/SAS/SATA-накопители, объединенные в RAID-массив 5/10 уровня с

поддержкой горячей замены. Серверы должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. В качестве серверной платформы применять ОС не хуже Windows Server 2003. После проведения приемо-сдаточных испытаний, при сдаче в эксплуатацию систем АСУ ТП подрядчиком должен бать предоставлен образ рабочей операционной системы серверов для быстрого развертывания при восстановительных работах. Для создания долгосрочных архивов, серверы должны быть оснащены внешними накопителями.

2.8.2. В составе АСУ ТП должны быть предусмотрены минимально: 2 АРМ оперативного персонала (стационарные резервированные), отдельные АРМ персонала РЗА и персонала АСУ ТП (стационарные и переносные).

2.8.3. Операторские и инженерные станции должны комплектоваться SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня не ниже 1. Станции должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. Мониторы (дисплеи) операторских и инженерных станций, как правило, являются основними средствами отображения оперативной информации пользователям. В робочих станциях должны применяться цветные графические жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю не менее 21”. АРМ ОП оснащаются двумя дисплеями. Наработка на отказ дисплеев должна составлять не менее 20 тыс. ч. При необходимости на крупных ПС когут устанавливаться экраны коллективного пользования. Станции должны работать под управлением ОС не хуже Windows XP SP3 PRO.

2.9. Построение ЛВС.

2.9.1. Сетевая технология ЛВС должна быть FastEthernet (IEEE 802.3u) или GigabitEthernet ( IEEE 802.3z).

2.9.2. Наиболее предпочтительной топологией ЛВС, исходя из требований надежности, является применение схемы «кольца». На всех

уровнях управления данная схема должна быть дублированной. При построении сети должны использоваться коммутаторы Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3 с поддержкой QoS (802.1p), VLan (802.1q), RSTP (802.1w) с поддержкой передачи GOOSE - сообщений.

2.9.3. Устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3.

2.9.4. Основной средой передачи информации на верхнем и бреднем уровне управления должно быть одномодовое или многомодовое оптическое волокно.

2.9.5. Переход с основной на резервную сеть должен происходить безударно и автоматически.

2.10. Устройства нижнего уровня (присоединения).

2.10.1. Контроллеры нижнего уровня осуществляют:

2.10.1.1. Сбор и обработку аналоговой и дискретной информации по присоединению от блок-контактов первичного оборудования, контактов реле, датчиков, преобразователей.

2.10.1.2. Формирование команд управления КА, РПН и другими аппаратами.

2.10.1.3. Программную оперативную блокировку управления КА присоединения.

2.10.1.4. Обмен информацией с другими контролерами присоединений, с терминалами РЗ и ПА, с устройствами АСУ ТП среднего уровня с использованием протокола IEC 61850-8.

2.10.1.5. Резервное управление КА при неисправности средств верхнего или среднего уровня.

2.10.2. Не допускается подключение сигналов от более чем двух присоединений 110 кВ и выше в один контроллер.

2.10.3. Ответственные сигналы: отключение (включение) от РЗА, ПА, пуск УРОВ, запрет АПВ, сигналы ПА должны подключаться контрольным (медным) кабелем.

2.10.4. Контроллеры уровня присоединения должны кметь дублированные модули цифрового обмена Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3. Контроллеры должны быть оснащены графической панелью управления, обеспечивающей локальную визуализацию состояния работы оборудования присоединения, управление коммутационными аппаратами, ввод/вывод и визуализацию работы блокировки, просмотр событий. При потере связи с верхним уровнем управления, контроллеры должны переходить в автономный режим с регистрацией событий во внутреннем буфере достаточной емкости. Контроллеры должны поддерживать режимы горячей замены комплектуючих (кроме модуля центрального процессора) и резервирования основных модулей (процессора, блока питания, коммуникационного). Устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3.

2.11. Устройства электропитания АСУ ТП:

2.11.1. Электропитание всех устройств АСУ ТП должно производиться от гарантированного источника питания подстанции.

2.11.2. Модули электропитания устройств нижнего уровня должны быть резервированы и подключены к двум независимым сетям электропитания. Наиболее предпочтительным является подключение одного ввода (основного__________) к сети переменного, другого (резервного) к сети постоянного тока подстанции.

2.11.3. Питание всех устройств АСУ ТП верхнего и среднего уровня должно быть организовано от единой системы гарантированного питания (ЕСГП). Структурная схема ЕСГП устройств верхнего уровня АСУ ТП приведена в Приложении 1 к настоящим Рекомендациям.

2.11.4. Первичными источниками электропитания для ЕСГП являются две независимые сети одна из которых сеть трехфазного переменного тока 380/220 В, другая - сеть постоянного тока напряженим 220 В.

2.11.5. Для построения ЕСГП должны быть использованы инверторы постоянного тока напряжением 220 В со статическим байпасом, подключенным к подстанционной сети трехфазного переменного тока 380/220В. Для повышения надежности и ремонтопригодности электроснабжения устройств АСУ ТП, при построении ЕСГП должны применяться модули АВР, ручного байпаса.

2.11.6. Устройства гарантированного питания должны бать модульного принципа построения с резервированием N+1, возможностью горячей замены модулей и параллельным режимом работы.

2.11.7. Для повышения надежности системы гарантированного питания допускается использование централизованных источников гарантированного питания переменного тока 380/220 В.

2.11.8. В качестве источников бесперебойного питания предпочтительно применять промышленные устройства on-line типа с двойным преобразованием и статическим байпасом. Аккумуляторные батареи должны быть необслуживаемыми, категории не хуже High Performance по классификации EUROBAT и сроком службы не менее 10 лет.

2.11.9. Коммутационные устройства, применяемые в ЕСГП, должны быть быстродействующими, со временем коммутации не более 20 мс.

2.12. Подсистема единого времени.

2.12.1. В состав АСУ ТП должна входить подсистема единого времени, предназначенная для синхронизации системного времени всех устройств комплекса АСУ ТП и оборудования интегрируемых автономних цифровых систем (РЗА, ПА и т.п.) ПС.

2.12.2. Подсистема единого времени должна включать в себя программные и технические средства, обеспечивающие прием сигналов

точного времени от внешнего источника GPS/Glonass.

2.12.3. Подсистема единого времени должна поддерживать протокол NTP(SNTP).

2.12.4. Для обеспечения минимальной погрешности прив’язки системного времени различных устройств при большой загрузке ЛВС АСУ ТП рекомендуется организовывать выделенную сеть синхронизации системного времени с установкой специализированных коммутаторов, оснащеннях портами IRIG B.

2.12.5. Допускается синхронизация по протоколу передачи даннях с подстройкой часов по выделенной шине или пакетная синхронизация времени с использованием сети Ethernet и методов математической компенсации времени передачи пакетов (стандарт IEEE 1588 Precision Time Protocol (PTP)).

2.12.6. Не допускается синхронизация только по протоколу передачи данных, отличному от IEC 61850-8, без организации выделенной шины.

3. Структура АСУ ТП для ПС расширяемых или частичной

(некомплексной) реконструкции.

3.1. Степень автоматизации, состав оборудования и функциональность АСУ ТП расширяемых и частичной реконструкции ПС определяется объемами реконструкции (расширения) конкретного объекта.

3.2. АСУ ТП в полном объеме с приведенной в данных Рекомендациях структурой реализуется для объектов следующих объемов реконструкции:

3.2.1. Комплексная реконструкция с заменой всего оборудования.

3.2.2. Комплексная реконструкция с заменой всего оборудования кроме маслонаполненного силового оборудования.

3.3. На ПС с частичной реконструкцией основного оборудования в нижеприведённых объёмах выполняется АСУ ТП с полным набором функций для вновь устанавливаемого оборудования и информационными функциями для «старого» оборудования:

3.3.1. Установка новых или замена более 50% КА одного из РУ класса 110 кВ и выше.

3.3.2. Установка нового или замена более 30% основного (КА, силовое оборудование), вспомогательного (ЩПТ, ЩСН, пожаротушение и т.п.) и устройств РЗА в сумме.

3.3.3. При определении функциональности АСУ ТП следует так же учитывать состоявшуюся или планируемую замену или установку нового по различным титулам реконструкции ПС, т.е. суммарный объём внедрения нового и замены старого оборудования. При этом создание (проектирование) АСУ ТП предусматривается в одном из титулов, а в остальных – её расширение в соответствующем реконструкции объёме.

3.3.4. Верхний уровень АСУ ТП проектируется в полном объёме с учётом возможности расширения, средний и нижний уровни - в объёме титула.

3.3.5. Управление новыми КА выполняется из АСУ ТП, старыми - сохраняется с существующего щита управления.

3.3.6. Для новых КА выполняются программные блокировки.

3.3.7. Все, имеющиеся на ПС или вновь устанавливаемые цифрове системы и устройства подлежат интеграции в АСУ ТП.

3.3.8. Существующая телемеханика интегрируется в АСУ ТП, если соответствует требованиям Положения об информационном обмене с ДЦ и поддерживает стандартные протоколы обмена или демонтируется.

Информационный обмен с ДЦ производится средствами АСУ ТП.

3.4. При менее масштабной реконструкции (установка нового или замена более 10%, но менее 30% оборудования ПС суммарно) создаётся АСУ ТП в объёме информационных функций.

3.4.1. Управление новыми и старыми КА производится с существующего щита управления, расширяемого при необходимости.

3.4.2. Программные блокировки для новых КА выполняются в пределах одного присоединения, существующие электромагнитные блокировки реконструируются с учётом новых КА.

3.4.3. Все, имеющиеся на ПС или вновь устанавливаемые цифрове системы и устройства подлежат интеграции в АСУ ТП.

3.4.4. Существующая телемеханика интегрируется в АСУ ТП, если поддерживает стандартные протоколы обмена или демонтируется.

Информационный __________обмен с ДЦ производится средствами АСУ ТП.

3.4.5. Объём сигналов от «старого» оборудования должен быть не менее объёма телеинформации, подлежащего передаче в диспетчерские центры МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго». При этом предусматривается замена не соответствующих требованиям аналоговых измерительных преобразователей тока и напряжения на цифровые.

3.5. При установке нового или замене менее 10% оборудования ПС суммарно расширяется существующая телемеханика (ССПИ) при возможности или создаётся новая система сбора и передачи информации, не предусматривающая управление КА, информационный обмен с цифровими системами. Для новых КА выполняются электромагнитные блокировки и расширяется щит управления.

3.6. При реконструкции, не связанной с заменой первинного оборудования присоединений, производится только модернизация (расширение) существующих ТМ и ССПИ. Создание (проектирование) полнофункциональной АСУ ТП в этом случае допускается только при ранее проведенной реконструкции (но не более 5 лет) с заменой первичного оборудования в соответствии с пп. 3.2, 3.3 настоящих Рекомендаций.

3.7. Вновь создаваемые ТМ и ССПИ должны быть построены как часть

(отдельные фрагменты) в составе перспективного проекта полнофункциональной АСУ ТП в соответствии с настояними Рекомендациями. При увеличении объемов реконструкции первинного оборудования элементы этих ТМ и ССПИ должны полноценно интегрироваться в АСУ ТП.

Список принятых сокращений:

АБ Аккумуляторная батарея

АБП Агрегат бесперебойного питания

АИИСК УЭ Автоматизированная информационно-измерительная

система коммерческого учета электроэнергии

АВР Автоматическое включение резерва

АР Автоматическое регулирование

АРМ Автоматизированное рабочее место

АПВ Автоматическое повторное включение

АПТ Автоматическое пожаротушение

АСТУ Автоматизированная система технологического управления

АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим процессом

ДЦ Диспетчерский центр

ЕСГП Единая система гарантированного питания

КА Коммутационный аппарат

ККЭ Контроль качества электроэнергии

КРУЭ Комплектное распределительное устройство элегазовое

КСТСБ Комплекс систем технических средств безопасности

КТС Комплекс технических средств

ЛВС Локальная вычислительная сеть

МП Микропроцессор

МПК Микропроцессорный комплекс

ОМП Определение места повреждения

ОС Операционная система

ПА Противоаварийная автоматика

ПО Программное обеспечение

ПС Подстанция

ПТК Программно-технический комплекс

РАС Регистратор аварийных событий

РЗА Релейная защита и автоматика

РПН Регулирование под нагрузкой

ССПИ Система сбора и передачи информации

ССПТИ Система сбора и передачи технологической информации

ТМ Телемеханика

ТН Трансформатор напряжения

ТТ Трансформатор тока

УРОВ Устройство резервирования отказа выключателя

УСО Устройство связи с объектом

ЩСН Щит собственных нужд

ЩПТ Щит постоянного тока

Новый ГОД ДРАКОНА 2011

2011-12-31T12:05:00.001+02:00

С ДНЕМ ЭНЕРГЕТИКА

2011-12-23T13:18:00.000+02:00

Пускай немного с опозданием, но все же

С ДНЕМ ЭНЕРГЕТИКА

день энергетика

22 декабря день энергетика

Типовая инструкция по переводу энергоблоков на собственные нужды

2011-12-11T18:14:00.001+02:00

Название: Типова інструкція щодо переведення енергоблоків 160 і 200 мвт з барабанними котлами на навантаження власних потреб або режим холостого ходу з використанням акумульованого тепла та наступне навантаження блоків
Автор: Львовская политехника

Формат: pdf + ocr

Страниц: 19

Издатель: Индустрия

Содержание

СОУ-Н МПЕ 40.1.25.510:2005
Типова інструкція щодо переведення енергоблоків 160 і 200 МВт з барабанними котлами на навантаження власних потреб або режим холостого ходу з використанням акумульованого тепла та наступне навантаження блоків (далі - Типова інструкція) поширюється на всі енергоблоки теплових електростанцій потужністю 160 МВт з пиловугільними і пилогазовими котлами та на енергоблоки 200 МВт з пиловугільними барабанними котлами. 1.2 Типова інструкція регламентує основні режимні вказівки експлуатаційному персоналу щодо переведення енергоблоків 160 і 200 МВт з конденсаційними турбінами на навантаження власних потреб або режим холостого ходу з використанням акумульованого тепла погашеного котла та паропроводів у разі аварійного відключення генератора від мережі, а також наступного навантажування енергоблока.
Типова інструкція є обов'язковою для вказаних типів енергоблоків ТЕС України. Вона вважається невід'ємним додатком до чинних експлуатаційних інструкцій з обслуговування основного обладнання (котлів і турбін) енергоблоків 160 і 200 МВт.
Зміни та доповнення до типової інструкції можна вносити тільки після узгодження з Департаментом електроенергетики, ОЕП «ГРІФРЕ», Міністерством палива та енергетики України.

Расчетные удельные потери топлива на выработанную электрическую и тепловую энергию на прогнозированный период

2011-12-11T17:46:00.001+02:00

Название: РОЗРАХУНКОВІ ПИТОМІ ВИТРАТИ ПАЛИВА НА ВІДПУЩЕНУ ЕЛЕКТРИЧНУ І ТЕПЛОВУ ЕНЕРГІЮ НА ПРОГНОЗОВАНИЙ ПЕРІОД

Автор: ЛьвовОРГРЭС

Формат: pdf + OCR

Страниц: 46

Издатель: Индустрия

Содержание

Методика містить способи визначення розрахункових питомих витрат палива на відпущену електричну і теплову енергію на енергопідприємствах на прогнозований період.

Розрахункові питомі витрати палива на відпущену електричну і теплову енергію на енергопідприємствах на прогнозований період, використовуються для визначення кількості палива, необхідної для забезпечення запланованих об'ємів виробництва і відпуску електричної та теплової енергії, а також для визначення паливної складової тарифів на відпущену електричну та теплову енергію, оцінки рівня питомих витрат палива у прогнозованому періоді, порівняння їх з досягнутими у базовому, визначення необхідності впровадження додаткових заходів щодо покращення економічності устаткування енергопідприємства.

Методика враховує усі зміни, наведені у чинних взаємопов'язаних НД. Розрахунки виконуються для запланованих режимів робота устаткування і обсягів виробництва, відпуску електричної та теплової енергії з використанням затверджених графіків вихідно-нормативних питомих витрат палива на відпущену електричну і теплову енергію та енергетичних характеристик устаткування.

ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ НА ТЭС, ГЭС, В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ, ТЕПЛОВЫХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

2011-11-27T14:11:00.001+02:00

ГКД 34.20.301-96

Харьков Издательство «ИНДУСТРИЯ» 2011

УДК 621.31.002.5.001.4 П-78

Содержание

1 Область применения .......................................................................................... 1

2 Нормативные ссылки......................................................................................... 3

3 Термины и определения..................................................................................... 4

4 Разработка программ испытаний................................................................... 4

5 Согласование программ испытаний.............................................................. 5

6 Утверждение программ испытаний.................................................................. 6

7 Содержание программ испытаний.................................................................. 7

Область применения

1.1 Положение является обязательным для предприятий, организаций и энергосистем Минэнерго Украины и распространяется на испытания, проводимые на действующем оборудовании и технологических системах электростанций, в тепловых и электрических сетях.

1.2 Положение распространяется на подготовку и проведение следующих видов испытания согласно ГОСТ 16505-81:

- пусконаладочные испытания, проводимые на головном и серийном оборудовании и системах. при вводе их в эксплуатацию и освоении;

гмд 34-20.301-96

-.эксплуатационные, натурные, стендовые, полигонные испытания, проводимые 8 зависимости от условий и места проведения ис
пытаний оборудования в соответствии с требованиями РД 34.03.201, РД 34.03.202. правилами технической эксплуатации (ПТЭ), нормами на испытание электрооборудования, инструкциями, регламентами и другими действующими нормативными документами;

- государственные, межведомственные и ведомственные испытания или расследование аварий на энергопредприятии, которые проводятся соответственно государственной комиссией или организацией имеющей право на их проведение, комиссией из представителей нескольких заинтересованных министерств или ведомств для приемки объектов, оборудования и технологических систем в эксплуатацию либо выяснения причины возникновения аварии на энергопредприятии;

- исследовательские испытания, проводимые с целью изучения характерных свойств оборудования, систем и объекта;

- доводочные и приемочные испытания оборудования, проводимые после внесения изменений в проект, модернизации отдельных узлов и систем, а также на стадий разработки оборудования с целью определения эффективности внедрения реконструктивных работ или реализации новых конструктивных или режимных мероприятий на энергетическом оборудовании:

- типовые, аттестационные, сертификатные, приеио-сдаточше испытания, проводимые с целью оценки эффективности и целесообразности внесения изменений в конструкцию либо технологический процесс, оценки качества продукции при ее аттестации, - приемке в эксплуатацию;

- функциональные испытания, проводимые с целью определения показателей электростанции, отдельного оборудования при разных режимах эксплуатации;

- граничные испытания, проводимые на головных образцах оборудования либо на оборудовании, на котором выполнена рекоис трукция или проведена модернизация с целью проверки гарантийных показателей надежности и экономичности;

- эксплуатационные экспресс-испытания, проводимые с целью определения причини снижения экономичности оборудования, ОЦЕНКА качества выполненных ремонтов.

2 Нормативные ссылки

2.1 Б этом нормативном документе имеются ссылки на' такие документы:

- ГОСТ 16504-81 Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения;

- РД 34.03.201 Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей;

- РД 34.03.202 Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок;

. - РД 34.03.301 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий;

- Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Утверждены Госпроматомнадзором СССР 09.07.1990г., согласованы с ВЦСПС и Госстроем СССР - Л; НПО ЩИ. 1991;

- Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающие под давлением. Утверждены Госгортехнадзором СССР 27. 11.87г., согласованы с ВЦСПС 12.11.87 г. - М: Недра.

3 Термины и определения

3.1 ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ (ТЕХНИЧЕСКАЯ. РАБОЧАЯ) - организационно-методический документ, обязательный к исполнению, определяющий объект и цель испытаний, виды, последовательность и объем проводимых экспериментов, порядок, условия, место и сроки проведения испытаний, а также ответственность за обеспечение и проведение испытаний.

3.2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА - программа испытаний, определяющая этапы испытаний, режимы работы оборудования электростанции, тепловых и электрических сетей, энергосистемы на каждом этапе испытаний, допустимые отклонения параметров в процессе испытаний и их предельные значения, а также определяющая используемые методики. специальную аппаратуру и схемы экспериментального контроля.

3.3 РАБОЧАЯ ПРОГРАММА - программа испытаний, определяющая последовательность оперативных переключений в схеме энергопредприятия, энергосистемы, требования для поддержания основных параметров оборудования в допустимых пределах, мероприятия по технике безопасности при проведении испытаний или отдельных этапов и при непредусмотренных отключениях и включениях оборудования.

3.4 ОРГАНИЗАЦИЯ-ИСПОЛНИТЕЛЬ (СОИСПОЛНИТЕЛЬ) ИСПЫТАНИЯ - организация, аттестованная в установленном порядке на право проведения испытаний или которая имеет лицензию и договор на проведение испытаний.

4 Разработка программ испытаний

4.1 Положение определяет порядок разработки, согласования и утверждения программ испытаний энергооборудования, систем и ре- 4

жимов работы электростанция, тепловых и электрических сетей, энергосистем.

4.2 На каждая вид испытаний, которые требуют переключений в тепловых и электрических схемах, включая испытания противоаварийной автоматики (ПА), релейной защиты и автоматики (РЗА), как правило, составляются два вида программ: техническая и рабочая.

При наличии типовой программ либо, если при испытаниях используются обычные (штатные) режимы или операции, не производятся переключения в тепловых и электрических схемах (например, экспресс-испытания оборудования, замеры частоты, напряжения, нагрузки в электрических сетях и т.д.) допускается составление только рабочих программ.

4.3 Разработка программ испытаний, которые проводятся подразделениями энергопредприятия или энергосистемы (службой энергосистемы или энергообьединения. цехом, лабораторией электростанции) производится подразделением, ответственным за проведение испытаний.

Разработка программ испытаний, которые проводятся сторонней организацией, ведется организацией - ответственным исполнителем за испытания или исследования, имеющей право (лицензию) и договор на их проведение.

При выполнении испытаний несколькими организациями ответственной за разработку программы является организация, которая имеет договорные обязательства; или комиссия из нескольких Министерств. Эта организация, при необходимости, привлекает к разработке программы организации-соисполнители.

5 Согласование программ испытаний

5.1В технической программе должны бить указаны оргаьмза- ции, которые согласовывают рабочие программы. Ответственность за необходимость согласования рабочих программ с проектными организациями, предприятиями-разработчиками и изготовителями систем и оборудования, инспектирующими организациями возлагается на должностные лица, которые утверждают техническую программу. Ответственность за полноту согласования рабочих программ с организациями, указанными в технической программе, возлагается на руководство энергопредприятия, энергосистемы или НДЦ Украины.

5.2 Рабочие программы испытаний должны составляться на каждый этап на основании утвержденных технических программ и должны, включать более детальные требования к подготовке схемы, режима и условий проведения каждого опыта.

Экспресс-испытания, которые не требуют переключений в тепловых и электрических схемах и выполняются на эксплуатационных режимах персоналом энергопредприятий либо наладочных организаций. могут выполняться на основании утвержденных рабочих программ-заявок.

6 Утверждение програмы испытаний

Є. 1 Технические программы должны утверждаться:

- управлением электрических станций и тепловых сетей Минэнерго Украины на испытания головных образцов систем, оборудования, проводимые при вводе в эксплуатацию и освоении оборудования;

- управлением электрических станций и тепловых сетей Минэнерго Украины или по его поручению производственным энергетическим объединением, в подчинение которого входит энергетический объект на испытание серийного оборудования, систем, которые проводятся в период его ввода и освоения;

- главным инженером энергосистемы, энергопредприятия на эксплуатационные испытания;

' - председателем Государственной приемочной комиссии или председателем межведомственной (ведомственной) комиссии на соответственно государственные либо межведомственные (ведомственные) испытания:

- главным инженером энергосистемы, энергопредприятия, завода-изготовителя и предприятия-разработчика на доводочные, приемочные испытания;

- главным инженером энергосистемы или энергопредприятия, предприятия-изготовителя и разработчика оборудования на исследовательские испытания;

- директором или главным диспетчером Национального диспетчерского центра Украины на исследовательские межсистемные испытания. а также на необходимые испытания, связанные с расследованием аварий в электрических сетях и энергосистемах.

6.2 Рабочие программы всех видов испытаний на тепломеханическом оборудовании электростанций и тепловых сетей утверждается главным инженером энергопредприятия, а на оборудовании электрических сетей и энергосистем, в случае проведения межсистемных испытаний. - главным диспетчером Национального диспетчерского центра Украины.

7 содержание программы испытаний

7.1 Техническая программа испытаний определяет организационно-техническую сторону работы в целом и по отдельным ее этапам и должна включать:

- объект и цель испытаний, обоснование их необходимости, объем испытаний;

- подготовительные работы, в которых указываются объем и сроки проведения выполнения всего комплекса работ, которые предшествуют и обеспечивают проведение испытаний, в том числе установку специальной аппаратуры, создание запаса необходимых материалов. выполнение специальных схем;

- контроль работы оборудования при испытаниях должен осуществляться при помощи приборов экспериментального контроля либо штатными контрольно-измерительными приборами.

Все средства измерений должны иметь клеймо поверки. Поправки к средним за опыт значениям измеряемых величин определяются в соответствии с методическими указаниями на проведение испытаний;

- условия проведения испытаний, мероприятия для безопасного выполнения работы на исследовательском оборудовании или системе;

- название каждого этапа испытаний, общая продолжительность каждого этапа, последовательность выполнения этапов испытаний;

- режим работы испытываемого и соседнего с ним оборудования электростанций, линий электропередачи, тепловых сетей на каждом этапе испытаний, отклонение параметров в процессе испытаний и их предельные значения;

- режим работы оборудования после окончания испытаний;

- ответственные за обеспечение и проведение испытаний;

- грифы организаций, согласовывающих технические и рабочие программы;

- церечень организаций, которым должны направляться материалы результатов испытаний. Результаты испытаний оформляются техническим отчетом или заключением, в которых приводятся данные Q фактическом состоянии оборудования и даются рекомендации, направленные на повышение надежности и эффективности., а также улучшения характеристик оборудования;

- обеспечение требований тоники безопасности при проведении испытаний.

7.2 Рабочая программа испытаний должна включать:

- объем подготовительных работ, которые должны обеспечивать проведение этапа испытаний либо отдельного опыта (подготовка схем, аппаратуры, системи связи, сигнализации и т.д.), исходное состояние системы или оборудования;

- указания о подготовке персонала к проведению испытаний, то есть проведение инструктажа; меры по технике безопасности для персонала и оборудования, определение объема контроля параметров, требующих повышенного внимания персонала, выделение, при необходимости, дополнительного эксплуатационного персонала и его инструктаж, уточнение действий персонала при возможных незапланированных отключениях и включениях оборудования;

- перечень организаций и должностных лиц, ответственных за техническую и оперативную части испытаний по этапам испытаний:

- грифы организаций, согласовывающих рабочую программу испытаний;

- перечень и последовательность технологических операций при подготовке и проведении опытов и их исполнители;

- время начала и окончания испытаний по каждому этапу и опыту;

- допускаемые режимы работы оборудования и меры по предотвращению отклонений от них при испытаниях. При проведении испытаний соблюдать требования действующих норм и правил согласно РЛ 34.03.201, РЛ 34.03.202 (устройства электроустановок, технической эксплуатации электростанций и тепловых сетей, заводской документации, технических условий и т. д.);

- указания о возможной корректировке хода испытаний (пере рив. їіив і'орвдае опытов, прекращение испытаний и т. д.) пс промежуточным результатам испытаний;

- указания о состоянии схемы и режима работы оборудование после завершения испытаний;

- требования техники безопасности и охраны труда, треобваний безопасности при проведении испытаний;

- необходимые схемы, чертежи и регламенты.

Если к моменту проведения испытаний на объекте произошли существенные и необратимые изменения в схеме или составе оборудования (например, в результате реконструкции) либо существенно сдвинуты сроки начала испытаний (другое время суток, другой сезон года), что влияет на режим работы оборудования, то в техническую и рабочие программы должны быть внесены соответствующие изменения, которые должны пройти дополнительное согласование и утверждение.

7.3 Во время проведения опытов на энергетическом оборудовании должны быть выполнены в соответствии с проектом и включены в работу в полном объеме устройства управления, защит, блокировок и сигнализации и указаны устройства, которые на период испытаний выводятся из работы.

7.4 Все опыты, требующие переключений в тепловых и электрических схемах. . находящихся в подчинении диспетчера либо связанные с отключением оборудования, которое находится в оперативном управлении диспетчера, проводятся согласно утвержденной диспетчерской заявке. При этом изменение в схемах ПА, РЗА согласовываются с ІЩЦ Украины либо с центральной службой релейной защиты, автоматики и измерений (ЦСРЗАИ) энергообъединениа.

7.5 Изменения проектных пусковых схем на действующем энергооборудовании и энергоблоках лопускается при условии проведения целенаправленных испытаний новых схемных решений и режимов пусков. модернизации электрических, пусковых и тепловых схем.

Объем и порядок модернизации и изменений в схемах электрических сетей при проведении межсистемных испытаний должны быть согласованы с управлением электрификации и электрических сетей, управлением электрических станций и тепловых сетей и Национальным диспетчерским центром Украины.

. 7.6 эксплуатационный персонал энергопредприятия должен выполнять' все оперативные переключения, устанавливать и контролировать режим работы оборудования во время каждого опыта, руководствуясь технической либо рабочей программой и действующими эксплуатационными инструкциями.

7.7 Во время проведения опытов (фиксации режима) запрещается выполнять какие-либо переключения в схемах, за исключением аварийных ситуаций. При отклонении параметров технологического режима на оборудовании за допустимые предельные значения, обусловленные программой, опыты, согласно с программой, прекращаются, и оперативный персонал восстанавливает нормальный режим в соответствии с требованиями эксплуатационных инструкций.

7.8 Ответственность за правильность ведения режимов испытаний оборудования. согласно с рабочей программой, возлагается на лицо, которое назначается во время утверждения программы.

7.9 При проведении испытаний исполнители обеспечивают и несут ответственность:

- энергопредприятие - за подготовку схемы экспериментального контроля и штатной схемы измерений к испытаниям, за соблюдением условий проведения опытов согласно с рабочей программой и заявкой, а также обеспечение безопасной работы оборудования во время испытаний;

- специализированная организация - за полноту измерений и проведение испытаний в соответствии с программой и за соблюдение безаварийных режимов проведения опытов при испытаниях.

ПОСОБИЕ Правила технической эксплуатации тепловых установок и сетей

2011-11-27T10:05:00.001+02:00

Название: Пособие Правила технической эксплуатации
тепловых установок и сетей

Автор: Костанян В.P.

Формат: pdf + OCR

Страниц: 35

Издатель: Индустрия

Содержание

1. Организация эксплуатации..............................4

2. Распределение и преобразование тепловой энергии.......10

3. Использование тепловой энергии.......................23

Указатель нормативных документов.......................34

Примеры билетов......................................35

Пособие разработано на основе нормативного документа: «Правила технической эксплуатации тепловых установок и сетей», утвержденного приказом Минтопэнерго Украины № 71 от 14.02.07 и зарегистрированного в Минюсте Украины за № 197/13464 от 05.03.07.

Обслуживание тепломеханического оборудования относится к работам с повышенной опасностью согласно «Перечню работ с повышенной опасностью», утвержденного приказом Госнадзорохрантруда Украины № 15 от 26.01.2005 г. и зарегистрированного в Министерстве юстиции Украины 15.02.2005 г. за № 232/10512 (п. 63).

Согласно требованиям НПАОП 0.00-4.12-05 «Типовое положение о порядке проведения обучения и проверки знаний по вопросам охраны труда» работники, занятые на работах с повышенной опасностью, должны ежегодно проходить специальное обучение и проверку знаний соответствующих нормативно-правовых актов по охране труда.

Пособие предназначено для оказания помощи постоянно действующим комиссиям предприятий в организации специального обучения и проверки знаний по вопросам охраны труда работников предприятия, занятых на роботах по обслуживанию и эксплуатации тепловых установок и сетей.

Материал пособия изложен в форме вопросов и ответов. На каждый вопрос дается несколько ответов, среди которых правильные обозначены знаком «плюс».

В конце пособия приведен указатель НД, где каждому вопросу отвечает номер пункта НД.

ПОРЯДОК організації проведення вимірів електричного навантаження в режимний день

2011-11-27T09:29:00.001+02:00

Название: ПОРЯДОК організації проведення вимірів електричного навантаження в режимний день

Автор: министерство энергетики Украины

Формат: pdf + ocr

Страниц: 40

Издатель: Индустрия

Содержание

Порядок організації проведення вимірів електричного навантаження в режимний день
І. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ
1.1. Цей Порядок розроблено відповідно до Закону України «Про електроенергетику», Положення про державний енергетичний нагляд за режимами споживання електричної і теплової енергії, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 07.08.96 № 929 (із змінами), Правил користування електричною енергією, затверджених постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики України від 31.07.96 №28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02.08.96 за№ 417/1442 (із змінами), Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25.07.2006 № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25.10.2006 за№ 1143/13017.
1.2. Цей Порядок установлює процедуру проведення вимірів електричного навантаження суб'єктами електроенергетики і споживачами електричної енергії та складання ними відповідних звітів, які використовуються Державним підприємством «Національна енергетична компанія «Укренерго» (далі -НЕК «Укренерго») та її регіональними електроенергетичними системами (далі - електроенергетична система) для оцінки поточних і довгострокових режимів роботи об'єднаної енергетичної системи України (далі - ОЕС України), планування режимів роботи ОЕС України, дослідження динаміки зростання навантаження та створення розрахункових моделей ОЕС України, на основі яких розробляється схема перспективного розвитку ОЕС України, визначення енергодефіцитних вузлів ОЕС України та планування заходів щодо забезпечення надійного електропостачання тощо.
1.3. Виміри електричних навантажень проводяться двічі на рік у встановлені НЕК «Укренерго» характерні режимні дні літнього та зимового періоду (червень, грудень) на електростанціях, підстанціях суб'єктів електроенергетики, інших виробників і постачальників електричної енергії, електроустановки яких підключено до ОЕС України (далі - підприємства електроенергетики), та електроустановках споживачів для площа- та більше (незалежно від форм власності та фактичної споживаної потужності під час проведення вимірів).
1.4. Порядок поширюється на НЕК «Укренерго», підприємства електроенергетики, Державну інспекцію з енергетичного нагляду за режимами споживання електричної і теплової енергії (далі - Держенергонагляд) та споживачів (субспоживачів) електричної енергії.
1.5. Результати проведених вимірів активної електричної потужності за режимний день використовуються для прогнозування попиту електричної потужності електропередавальних організацій в розрізі основних груп споживачів, визначення обсягів завдань на розробку протиаварійних заходів - графіків обмеження споживання електричної енергії та потужності, графіків аварійного відключення споживачів електричної енергії, розрахунків граничних величин споживання електричної потужності, що встановлюються споживачам, складання балансів електричної потужності й актів екологічної, аварійної та технологічної броні.
1.6. Аналіз даних вимірів фактичної електричної потужності увімкнених компенсувальних установок (далі - КУ) здійснюється З метою визначення впливу режиму роботи КУ основних груп споживачів на графік реактивного навантаження електропередавальних організацій та на перетікання реактивної електричної енергії між електропередавальними організаціями та їх споживачами, залученими до участі в добовому регулюванні режимів напруги у мережах електропередавальних організацій.
Результати проведених вимірів реактивних навантажень у режимний день використовуються для розрахунків економічних еквівалентів реактивної потужності в точках живлення конкретних споживачів, запровадження економічного стимулювання з метою зменшення перетікань реактивної електричної енергії на межі балансової належності електромереж електропередавальних організацій та їх споживачів.
2.1. Під час проведення вимірів електричного навантаження в режимний день необхідно забезпечити мінімізацію виконання планових робіт в електроустановках, що впливають на потокорозподіл в основній електричній мережі ОЕС України, виробництво та споживання електричної енергії. Організація проведення вимірів електричного навантаження в режимний день в НЕК «Укренерго» та на підприємствах електроенергетики здійснюється структурними підрозділами, визначеними їх керівниками.
2.2. Проведення вимірів електричного навантаження, як правило, призначаються на третю середу червня та грудня.
2.3. НЕК «Укренерго» не пізніше ніж за місяць до проведення вимірів електричного навантаження сповіщає підприємства електроенергетики та Держенергонагляд про дату проведення вимірів та строки надання результатів вимірів за встановленими цим Порядком формами, а також надає відповідні бланки:
а) енергогенеруючим компаніям та електростанціям, які не входять до їх складу:
протоколи вимірів показників роботи генеруючого обладнання електростанцій за режимний робочий день (додаток 1);
протоколи вимірів рівнів напруги та навантаження трансформаторів і ліній, що відходять від електростанцій за режимний робочий день (додаток 2);
б) електропередавальним організаціям:
протоколи вимірів рівнів напруги та навантаження підстанцій 35 кВ та вище за режимний робочий день
2.4. НЕК «Укренерго» та підприємства електроенергетики організовують проведення вимірів погодинного електричного навантаження на власних електростанціях та підстанціях.
2.5. Електропередавальні організації організовують проведення вимірів електричного навантаження у споживачів електричної енергії шляхом письмового інформування споживачів про дату та порядок проведення вимірів не пізніше ніж за 15 днів до їх проведення, а також надають їм відповідні бланки:
- протоколів вимірів добового активного електричного навантаження (додаток 4);
- зведених відомостей результатів вимірів активного електричного навантаження (додаток 5);
протоколів вимірів добового споживання та генерації реактивної потужності (додаток 6);
- зведених відомостей результатів вимірів споживання та генерації реактивної потужності (додаток 7);
- протоколів вимірів фактичної реактивної потужності увімкнених компенсувальних установок (додаток 8);
- зведених відомостей результатів вимірів фактичної реактивної потужності увімкнених батарей статичних конденсаторів (додаток 9);
- добових графіків активного та реактивного електричного навантаження (додаток 10);
- відомостей потужностей компенсувальних установок споживачів (додаток 11) для зимового режимного дня.
2.6. У разі, коли розрахункові засоби обліку електричної енергії споживачів розташовані на об'єктах НЕК «Укренерго» або підприємств електроенергетики, виміри електричного навантаження за цими засобами проводяться персоналом НЕК «Укренерго» або підприємств електроенергетики з наступною передачею відповідних протоколів вимірів електропередавальним організаціям та споживачам.
Протоколи вимірів, добові графіки активного та реактивного навантаження за режимний день заповнюються споживачами на підставі показань розрахункових засобів обліку. Виміри, зняті за контрольними засобами обліку електричної енергії, не приймаються.
2.7. У разі відсутності розрахункових автоматизованих систем обліку електроенергії або засобів обліку електроенергії зі збереженням інформації в режимний день організовується цілодобове чергування персоналу на власних об'єктах електроенергетичних систем, підприємств електроенергетики та споживачів для забезпечення погодинних записів показань засобів обліку активної та реактивної електричної енергії за всіма лініями живлення із зазначенням номерів підстанцій, рівнів напруги, показань амперметрів у колах КУ споживачів тощо.
2.8. Споживачі проводять виміри погодинного активного та реактивного навантаження в режимний день незалежно від режиму роботи їх електроустановок, виникнення аварійних та інших непередбачених ситуацій, що призвели до зниження електроспоживання, та надають результати вимірів електропередавальній організації не пізніше 10 днів з дня проведення вимірів. Електропередавальна організація здійснює узагальнення інформації виключно за даними вимірів режимного дня.
У разі відхилення добового споживання електричної енергії або споживання активної електричної потужності у години контролю максимуму навантаження ОЕС України понад 10 % від даних аналогічного виміру в минулому році споживачі разом із результатами виміру надають письмові пояснення щодо причин відхилення.
2.9. У разі звернення споживача до електропередавальної організації з обґрунтуванням, що в режимний день його фактичне навантаження не відповідало нормальному режиму електроспоживання, електропередавальна організація призначає проведення вимірів на іншу узгоджену із споживачем дату.

< /span>

ПЕРЕМАРКУВАННЯ ОСНОВНОГО ЕНЕРГЕТИЧНОГО УСТАТКУВАННЯ

2011-11-26T21:34:00.001+02:00

Название: ПЕРЕМАРКУВАННЯ ОСНОВНОГО ЕНЕРГЕТИЧНОГО
УСТАТКУВАННЯ ЕНЕРГОПІДПРИЄМСТВ
МІНІСТЕРСТВА ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ.
ПОЛОЖЕННЯ
ГКД 34.25.509-2003
Автор: минэнерго

Формат: pdf + ocr

Страниц: 37

Издатель: индустрия

Содержание

У цьому нормативному документі застосовуються такі терміни та визначення:

- енергетична установка - комплекс основного устаткування з виробництва і передачі електричної і теплової енергії, що охоплює котли, реакторні установки, турбіни, двигуни внутрішнього згоряння, генератори, трансформатори;

- первинний двигун енергетичної установки - це парова, газова, гідравлічна турбіна, двигун внутрішнього згоряння, які є приводом електричного генератора; - номінальна потужність парової турбіни - найбільша потужність, яку довготривало розвиває турбіна на клемах турбогенератора при номінальній величині відборів пари і номінальному значенні всіх інших основних параметрів;

- потужність парової турбіни в чисто конденсаційному режимі - найбільша потужність, яку довготривало розвиває турбіна на клемах турбогенератора при відсутності відборів пари понад потреб регенерації і номінальному значенні всіх інших основних параметрів;

- номінальна потужність гідравлічної турбіни - потужність, яку довготривало розвиває гідравлічна турбіна на клемах гідрогенератора при розрахунковому напорі;

- номінальна потужність газотурбінної установки - максимальна потужність, яку довготривало розвиває газотурбінна установка на клемах турбогенератора при номінальній температурі газу перед газовою турбіною та інших стандартних умовах; - номінальна потужність генератора - доготривала повна потужність на клемах, в місці установки, при номінальних напрузі і частоті струму, коефіцієнті потужності і тиску водню (для машин з водневим охолодженням) при температурі первинного охолоджуючого середовища рівній 40 °С, якщо не узгоджено друге;

- номінальна потужність трансформатора - прийняте для обмотки умовне позначення повної потужності, яка разом з номінальною напругою визначає її номінальний струм.

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ

2011-11-26T21:07:00.001+02:00

Название: НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ВЫСШИМ
НАПРЯЖЕНИЕМ 6-750 кВ
ГКД 341.004.001-94

Автор: минэнерго

Формат: pdf + ocr

Страниц: 75

Издатель: индустрия

Содержание

Настоящие Нормы устанавливают основные требования по технологическому проектированию подстанций (ПС переменного тока с высшим напряжением 6-750 кВ. Нормы развивают и дополняют требования Правил устройства электроустановок (ПУЭ) применительно к специфике ПС.
Нормы распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые ПС, распределительные устройства (РУ и переключательные пункты 35-75 кВ, а также трансформаторные ПС (ТП) и распределительные пункты (РП) 6-19 кВ городских и сельскохозяйственных электрических сетей.
Нормы не распространяются на передвижные ПС ГУ электростанций, а также на специальные РУ и ПС, регламентируемые особыми техническими условиями.
Указания настоящих Норм являются обязательными при проектировании объектов, вне зависимости от форм собственности и ведомственной принадлежности этих объектов.
При реконструкции ПС, РУ, переключательных пунктов, ТП и РП допускаются обоснованные и согласованные в установленном порядке отступления от настоящих Норм, учитывающие существующие схемы электрических соединений, состав и компоновки оборудования, конструкции зданий и вспомогательных сооружений. Указанные отступления не распространяются на требования, связанные с техникой безопасности, пожаро- и взрывобезопасностью, экологией, промсанитарией.
При проектировании ПС и РУ напряжением 35 кВ и выше, промышленных предприятий, а также РУ 35 кВ и выше тяговых ПС необходимо руководствоваться настоящими Нормами, а также соответствующими специальными нормами в той мере, в какой специальные нормы не противоречат настоящим Нормам.
Термины и определения основных понятий приведены в обязательном приложении.
І.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Проектные решения конструктивно-компоновочной части и генерального плана ПС должны приниматься с учетом конечной схемы развития ПС, определяемой по оценке перспективы, сложившейся к началу проектирования.
1.2. Проектирование ПС должно выполняться на основании документов, предусмотренных Земельным Кодексом Украины (решений Советов соответствующих уровней) об изъятии (выкупе) земель у их пользователей (владельцев) для намечаемого строительства.
1.3. Проектирование, как правило, выполняется с использованием следующих исходных данных:
- требования по присоединению ПС к энергосистеме;
-требования по подключению к инженерным сетям к коммуникациям;
-требования землевладельцев или землепользователей, относящиеся
непосредственно к ПС;
- архитектурно-планировочные требования;
- нагрузки с распределением по этапам развития ПС, напряжениям, категориям;
- номинальные напряжения трансформаторов;
- предварительные данные о числе и мощности трансформаторов;
- требования к схеме электрических соединений ПС;
- необходимость и способы регулирования напряжения на шинах
ПС;
- необходимость, вид, количество и мощность источников реактивной мощности;
- число, конструктивное исполнение и нагрузки отходящих линий электропередачи напряжением
10-750 кВ;
- режимы заземления нейтралей трансформаторов;
—число, мощность и схемы присоединения шунтирующих реакторов и других защитных средств для ограничения перенапряжений в сетях 110 кВ и выше;
- необходимость установки автоматической частотной разгрузки;
- требования к системной автоматике;
- требования к АСУ ТП и диагностике;
- требования по средствам диспетчерского и технологического управления;
- требования к учету электроэнергии;
- расчетные значения токов короткого замыкания с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок не менее 10 лет от ожидаемого ввода ПС в эксплуатацию;
- необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах BJ1, отходящих от ПС;
- необходимость организации военизированной охраны на ПС;
- климатические условия в районе размещения проектируемой ПС;
- уровень загрязнения атмосферы в районе размещения проектируемой ПС и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания.
1.4. Источниками исходных данных могут быть:
- схемы развития энергосистем (электрических сетей) или схемы внешнего электроснабжения объектов;
- технические условия энергоснабжающей организации;
- материалы по согласованию изъятия (выкупа) земель и другие данные заинтересованных организаций;
- технические задание заказчика и др.
В случае невозможности получения необходимых данных из первичных источников или наличии устаревших данных, эти данные определяются в самостоятельных проработках на стадии, предшествующей данному проектированию.

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ з основних положень нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів енергопідприємствами України

2011-11-22T21:16:00.001+02:00

Название: Методические указания по основным положениям нормирования удельных затрат топливно-энергетических ресурсов энергопредприятий Украины

Автор: заказ министерства энергетики и угольной промышленности Украины

Формат: pdf + OCR

Страниц: 23

Издатель: Индустрия

Описание

Ці Методичні вказівки встановлюють порядок розроблення, узгоджен-
ня, затвердження і застосування норм з питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів на енергопідприємствах та енергокомпаніях Мінпаливенерго України згідно з Законом України «Про енергозбереження» та постановою Кабінету Міністрів України від 15 липня 1997 р. № 786 «Про порядок нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві».

Эти методические указания устанавливают порядок разработки, согласования, утверждения и применения норм удельных затрат топливо-энергетических ресурсов на энергопредприятиях и компаниях Украины в соответствии с законом Украины “О энергосбережении”.

Blogspot Теги: потери,удельные затраты,ГКД 34.09.107-2004,галузеві нормативні документи,отраслевые нормативные документы,энергетика и электрофикация

МЕТОДИКА по визначенню втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач

2011-11-20T20:35:00.001+02:00

Название: методика определения затрат электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач

Автор: министерство энергетики Украины

Формат: pdf + OCR

Страниц: 51

Издатель: Индустрия

Содержание

Ця Методика призначена для визначення втрат електроенергії в еле-
ментах мережі (трансформаторах, лініях електропередач), які враховуються при фінансових розрахунках між енергопостачальними організаціями і між енергопостачальними організаціями і споживачами електроенергії, а також для складання енергетичних балансів.

КЕРІВНІ ВКАЗІВКИ З ПРОТИАВАРІЙНОЇ АВТОМАТИКИ ЕНЕРГОСИСТЕМ

2011-11-20T20:14:00.001+02:00

Название: Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем. Инструкция.

Автор: АК «ЕНПАСЕЛЕКТРО»

Формат: pdf + OCR

Страниц: 51

Издатель: Индустрия

Содержание

Ці Керівні вказівки з протиаварійної автоматики енергосистем (далі — Керівні вказівки) регулюють відносини між суб'єктами електроенергетики в процесі керування ЕС і обов'язкові для енергетичних компаній, організацій різних форм власності, які здійснюють паралельну роботу в складі ОЕС України, а також проектних інститутів, фірм та підприємств, що розробляють та впроваджують засоби протиаварійного керування та автоматизованих систем керування технологічними процесами енергетичних об'єктів.

ЕС, енергетичні підприємства, енергетичні об'єкти незалежно від форм власності, які входять або готуються увійти до складу ОЕС України, відповідно до вимог чинних нормативних документів з ПА, цих Керівних вказівок повинні бути оснащені засобами ПА, які виконані у відповідності з проектними рішеннями, узгодженими з НЕК «Укренерго», або ГКД 34.35.108-2004 з її регіональними підрозділами — державними підприємствами — ЕС (за належністю).

Вимоги цих Керівних вказівок повинні враховуватися організаціями, що займаються розробленням систем технологічної автоматики основного електротехнічного обладнання (в тому числі систем технологічного керування, регулювання, автоматичного регулювання збудження).

Technorati Теги: Аварійне збурення,Аварійний режим,Енергетична система,Комплекс ПА,автоматичне включення резервного живлення,автоматичне обмеження зниження напруги

ДІЮЧІ ГАЛУЗЕВІ ТЕХНІЧНІ УМОВИ КОЛИШНЬОГО СРСР ДЛЯ ВИКОРИСТАННЯ НА ОБ'ЄКТАХ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ ГАЛУЗІ

2011-11-20T19:59:00.001+02:00

Название: Действующие отраслевые технические условия бывшего СССР для использования на объектах электроэнергетической отрасли

Автор: ОЕП «ГРІФРЕ»

Формат: pdf + OCR

Страниц: 10

Издатель: Индустрия

Содержание

Отраслевой информационный документ содержит отраслевые технические условия бывшего СССР для использования на объектах электроэнергетической отрасли

ДІЮЧІ ГАЛУЗЕВІ СТАНДАРТИ КОЛИШНЬОГО СРСР ДЛЯ ВИКОРИСТАННЯ НА ОБ'ЄКТАХ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ ГАЛУЗІ

2011-11-20T19:49:00.001+02:00

Название: Действующие отраслевые бывшего СССР для использования на объектах электроэнергетической отрасли

Автор: ГРИФРЕ

Формат: pdf + OCR

Страниц: 49

Издатель: Индустрия

Содержание

Данный документ содержит перечень ГОСТ разработанных в СССР и действующих до нынешних дней

Technorati Теги: ГОСТ бывшего СССР,ОСТ 34-06-722-85,ОСТ 34-10-416-90

Электрические сети и системы 4 2011

2011-10-16T16:54:00.001+03:00

Название: Электрические сети и системы 4 2011

Автор: Коллектив авторов

Формат: pdf

Страниц: 85

Издатель: Укрэнерго

Содержание

Проектирование электрических сетей
SAFEWIND ДЛЯ ВЕТРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ: РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА SAFERING И SAFEPLUS, НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 40,5 кВ
Александр Ена
ЭКСПЕРТНО-АНАЛИТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ (ЗАО) ПРОЕКТОВ ВЛ 35-750 кВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЙ ПРОХОЖДЕНИЯ ТРАСС 3-Х ЦЕПНАЯ ЛИНИЯ ВЛ 110 кВ СОЧИ ТЭС - ПС ХОСТА
С.Н. Шевченко, В.И. Костиков, С.И. Нескин
Связь в электроэнергетике
НОВИНКА: БЕСПРОВОДНЫЙ ШИРОКОПОЛОСНЫЙ ДОСТУП В СЕТЯХ СВЯЗИ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ АППАРАТУРА ВЧ СВЯЗИ ДЛЯ РЗ И ПА. ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, НОВЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ И ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Эксплуатация и ремонт электрических сетей
РУКОВОДСТВО (ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ) ПО РЕМОНТУ ШЛЕЙФОВ НА АНКЕРНО-УГЛОВЫХ ОПОРАХ ДЕМПФИРУЮЩИЕ РАСПОРКИ КАК ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПЛЯСКИ, ГАШЕНИЯ КОЛЕБАНИЙ И ВИБРАЦИИ ПРОВОДОВ ВЛ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
И.В. Блинов
МОНИТОРИНГ И ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПОД РАБОЧИМ НАПРЯЖЕНИЕМ Ю.Л. Богатырев
ПРИМЕНЕНИЕ ВСТРОЕННЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
А.Н. Аничкин, A.C. Смирнов
МЕТОД ОПТИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ТЕМПЕРАТУРНЫХ РЕЖИМОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Л.Г. Погорелый, A.A. Манько, A.B. Колченко
ОГРАНИЧЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110, 220 кВ
A.M. Манилов

TCH Теги: электрические сети и системы,журнал pdf,ограничение короткого замыкания,широкополосный доступ,встроеный трансформатор тока

Энергетика и электрофикация 8 2011

2011-10-16T16:45:00.001+03:00

Название: Энергетика и электрофикация 8 2011

Автор: Коллектив авторов

Формат: pdf

Страниц: 66

Издатель: Министерство энергетики и угольной промышленности Украины

Содержание

КУРАХІВСЬКІИ ТЕС - 7 0 РОКІВ
«АНАЛОГОВ КУРАХОВСКОЙ ТЭС В УКРАИНЕ НЕТ!»
Анатолий Боричевский
РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ КУРАХОВСКОЙ ТЭС
ООО «ВОСТОКЭНЕРГО», ДТЭК 4
Виталий Фелиндаш
МАНЕВРЕННОСТЬ ТЭС
ТЕПЛОВА ЕНЕРГЕТИКА
В.Г. Ерошенко
ЭЛЕКТРОФИЛЬТРЫ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ:
ПРОБЛЕМЫ ПРИ УЛАВЛИВАНИИ ВЫСОКООМНОЙ ЗОЛЫ
И НЕКОТОРЫЕ ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
ЕКСПЛУАТАЦІЯ I РЕМОНТ ОБЛАДНАННЯ
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ
В. П. Куєвда, Є. В. Штефан, Ю.В. Куєвда, Д. А. Башта
ВИЗНАЧЕННЯ ДИНАМІЧНИХ КРУТНИХ МОМЕНТІВ,
ЩО ДІЮТЬ НА РОТОР ТУРБОГЕНЕРАТОРА ТГВ-200
ПРИ ТРИФАЗНИХ КОРОТКИХ ЗАМИКАННЯХ
Л.В. Голишев.Й.С. Мисак, Д.П. Саволюк
ОПТИМІЗАЦІЯ РЕЖИМУ ПИЛОСИСТЕМИ З МЛИНОМ ТИПУ ШБМ
ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТА РЕМОНТ ОБЛАДНАННЯ
ЕЛЕКТРОМЕРЕЖ
.21
Л.Г. Погорілий, О. О. Манько, О. В. Колченко
ОСОБЛИВОСТІ ОПТИЧНОГО МОНІТОРИНГУ ТЕМПЕРАТУРНИХ
РЕЖИМІВ ВИСОКОВОЛЬТНИХ ЕНЕРГЕТИЧНИХ ЛІНІЙ
A.M. Манилов
ОГРАНИЧЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110, 220 kB
O.B. Шутенко, Д.Н. Бакпай J
ИНФОРМАЦИОННО-АНАЛИТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА
ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ ВЫСОКОВОЛЬТНОГО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
М.А. Дуэль, А.Л. Дуэль, A.B. Приходько
Роль человека оператора в АСУ энергоблока
ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ ТА
ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ
A.A. Потребич, В.И. Ткачев, В.В. Короткий, Н.И. Галкин,
Д.С. Стрельников, А.Е. Катковский, B.C. Черников, Я.М. Коваль
К ВОПРОСУ ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 220-330-400-500-750 кВ
B.М. Чернишов, В.Д. Плачинда, A.B. Безнос
АНАЛІЗ ВПЛИВУ ЗМІН У 2010 РОЦІ ТАРИФНИХ КОЕФІЦІЄНТІВ
ТРИЗОННИХТАРИФІВ, ДИФЕРЕНЦІЙОВАНИХ ЗА ПЕРІОДАМИ
ЧАСУ НА ОБСЯГИ ЕЛЕКТРОСПОЖИВАННЯ СПОЖИВАЧІВ,
ЯКІ РОЗРАХОВУЮТЬСЯ ЗА ЦИМИ ТАРИФАМИ
ВІДНОВЛЮВАЛЬНА ТА НЕТРАДИЦІЙНА
ЕНЕРГЕТИКА
В.Г. Носач, Б.И. Басок, Б.Д. Билека, Е.В. Скпяренко
УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ ШАХТНОГО ПРОИЗВОДСТВА
ПРИ ПОМОЩИ КОТЛОВАННОЙ ГАЗИФИКАЦИИ
ТЕХНІКА БЕЗПЕКИ
B.B. Косюк
ЕЛЕКТРОМАШИННИМ ПРИМІЩЕННЯМ
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ НАДІЙНИЙ ЗАХИСТ

TCH Теги: энергетика,электрофикация,журнал,pdf,определение потерь в сети 220 750 кВ

Электромеханика

2011-10-02T15:58:00.001+03:00

Название: Электромеханика

Автор: Гольдберг О.Д. Хелемская С.П.

Формат: djvu

Страниц: 254

Издатель: Академия

Описание
Рассмотрены основные электромеханические преобразователи энергии. Особое внимание уделено изучению трансформаторов и синхронных машин, а также вопросам эксплуатации асинхронных двигателей и машин постоянного тока. Представлены конструкции и изложены теория электрических машин, их стационарные и переходные режимы работы.
Для студентов высших учебных заведений. Может быть полезен инженерам-электроэнергетикам и электромеханикам, занимающимся эксплуатацией и Ремонтом электрических машин на электрических станциях и предприятиях.

PS: Вам книга не под силу - домашний электрик Вам поможет
TCH Теги: теоретические основы электротехники,электромеханика,ТОЭ,трансформаторы,генераторы,ЛЭП,линии электропередач,компнсирующие установки,УПК,синхронные компенсаторы,статические характеристики нагрузки

Расчет электрических и магнитных полей линий электропередач

2011-10-02T11:45:00.001+03:00

Название: Расчет электрических и магнитных полей линий электропередач

Автор: Укрэнергосетьпроект

Формат: djvu

Страниц: 34

Издатель:

Описание
СОУ-Н ЕЕ 20.179:2008
Эта методика предназначена для расчета напряженности электрического поля и индукции магнитного поля промышленной частоты 50 Гц линий электропередачи во время определения возможного влияния на окружающую среду.
Эту методику необходимо применять субъектам электроэнергетики при проектировании, строительстве и эксплуатации воздушных и кабельных линий электропередач.

TCH Теги: электромагнитное поле,электрическое поле,магнитное поле,охранная зона линии электропередач,расчет напряженности,расчет индуктивности

ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

2011-10-02T09:22:00.001+03:00

Название: ОСНОВЫ СОВРЕМЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Автор: Е. В. Аметистова

Формат: chm

Страниц: много

Издатель: МЭИ

Описание

Потребление энергии является обязательным условием существования человечества. Наличие доступной для потребления энергии всегда было необходимо для удовлетворения потребностей человека, увеличения продолжительности и улучшения условий его жизни.

История цивилизации — история изобретения все новых и новых методов преобразования энергии, освоения ее новых источников и в конечном итоге увеличения энергопотребления.

Первый скачок в росте энергопотребления произошел, когда человек научился добывать огонь и использовать его для приготовления пищи и обогрева своих жилищ. Источниками энергии в этот период служили дрова и мускульная сила человека. Следующий важный этап связан с изобретением колеса, созданием разнообразных орудий труда, развитием кузнечного производства. К XV в. средневековый человек, используя рабочий скот, энергию воды и ветра, дрова и небольшое количество угля, уже потреблял приблизительно в 10 раз больше, чем первобытный человек. Особенно заметное увеличение мирового потребления энергии произошло за последние 200 лет, прошедшие с начала индустриальной эпохи, — оно возросло в 30 раз и достигло в 2001 г. 14,3 Гт у.т/год. Человек индустриального общества потребляет в 100 раз больше энергии, чем первобытный человек, и живет в 4 раза дольше.

В современном мире энергетика является основой развития базовых отраслей промышленности, определяющих прогресс общественного производства. Во всех промышленно развитых странах темпы развития энергетики опережали темпы развития других отраслей.

В то же время энергетика — один из источников неблагоприятного воздействия на окружающую среду и человека. Она влияет на атмосферу (потребление кислорода, выбросы газов, влаги и твердых частиц), гидросферу (потребление воды, создание искусственных водохранилищ, сбросы загрязненных и нагретых вод, жидких отходов), биосферу (выбросы токсичных веществ) и на литосферу (потребление ископаемых топлив, изменение ландшафта).

Несмотря на отмеченные факторы отрицательного воздействия энергетики на окружающую среду, рост потребления энергии не вызывал особой тревоги у широкой общественности, так как было ясно, каким образом с технической точки зрения можно уменьшить или вообще исключить это воздействие. Так продолжалось до середины 70-х годов прошлого века, когда в руках специалистов оказались многочисленные данные, свидетельствующие о сильном антропогенном давлении на климатическую систему [1], что таит угрозу глобальной катастрофы при неконтролируемом росте энергопотребления. С тех пор ни одна другая научная проблема не привлекает такого пристального внимания, как проблема настоящих, а в особенности предстоящих изменений климата.

Считается, что главной причиной этого изменения является энергетика, причем под энергетикой понимается любая область человеческой деятельности, связанная с производством и потреблением энергии. Значительная (78 % в 2001 г.) часть энергетики обеспечивается потреблением энергии, освобождающейся при сжигании органического ископаемого топлива (нефти, угля и газа), что, в свою очередь, приводит к выбросу в атмосферу диоксида углерода (СО₂), который обладает способностью удерживать отраженное Землей солнечное излучение. В результате накопления СО₂ и других многоатомных газов, среди которых наиболее важными являются метан (СН₄) и закись азота (NO₂), происходит разогрев земной атмосферы. Это явление называется парниковым эффектом. Итак, предлагаемая нам схема проста: человек сжигает ископаемое топливо, в результате чего происходит потепление климата, которое может окончиться катастрофой. Отсюда следует рецепт, как избежать этого риска: сократить эмиссию диоксида углерода, естественно, за счет сокращения объемов потребляемого органического топлива.

Такой упрощенный подход уже наносит реальный вред мировой экономике и может нанести смертельный удар по экономике тех стран, которые еще не достигли необходимого для завершения индустриальной стадии развития уровня потребления энергии, в том числе России. В действительности все обстоит гораздо сложнее. Помимо парникового эффекта, ответственность за который, конечно же, во многом лежит на энергетике, на климат планеты оказывает влияние ряд естественных причин, к числу важнейших из которых относятся солнечная активность, вулканическая деятельность, параметры орбиты Земли, автоколебания в системе атмосфера—океан. Корректный анализ проблемы предстоящих изменений климата и их последствий возможен лишь с учетом всех факторов. При этом, разумеется, необходимо внести максимальную ясность в вопрос, как будет вести себя мировое энергопотребление в ближайшем будущем, действительно ли человечеству следует установить жесткие самоограничения в потреблении энергии с тем, чтобы избежать катастрофы глобального потепления.

PS: Для тех кто стоит дом сайт о стоительстве http://nedorogoidom.ru/
TCH Теги: введение в электротехнику,энергетика,основы электротехники,производство электроэнергии