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

Текст из файла (страница 3)

Расчетная мощность освещения включена в нагрузку РМЦ, определим ее:

для освещения территории используем лампы ДРЛ – cosφ=0.9;σ=1.7 Вт/м², К_С=1. Площадь завода составляет 712430 м². Отсюда:

кВт;

кВар.

Определение суммарной активной и реактивной мощности по заводу в целом:

где – суммарные мощности для приемников до 1000 В,

– суммарные мощности для приемников выше 1000 В,

К_Р.М. – коэффициент разновременности максимумов, учитывающий сдвиг максимумов нагрузки приемников друг относительно друга во времени.

– суммарные потери в цеховых трансформаторах.

Определение мощности компенсирующих устройств и полной мощности по заводу.

При проектировании системы электроснабжения предприятия энергосистема (для конкретного региона) задает экономически выгодную величину реактивной мощности Q_Э, которую может потреблять нагрузка в часы максимума.

где tgφ_Э – экономически целесообразный тангенс реактивной мощности определяемый в точке учета в часы максимальных нагрузок энергосистемы в квартальном максимуме для предприятия.

(27)

где tgφ_б – базовый коэффициент реактивной мощности применяемый для сетей 10 кВ присоединенным к шинам подстанции с высшим классом напряжения 35, 110, 220 кВ

k – коэффициент учитывающий различную стоимость электрической энергии в разных энергосистемах.

d_max - отношение потребляемой активной мощности потребляемой в квартал максимальных нагрузок энергосистемы к потреблению в квартал максимальных нагрузок потребителя.

Для «ОмскЭнерго» принимаются следующие коэффициенты:

tgφ = 0,4

k = 0,8

d_max = 0,7

Для данного предприятия установка БСК не нужна, т. к. потребляемая реактивная мощность ниже экономически целесообразной.

Полная мощность по заводу:

6. Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН)

Центр электрических нагрузок предприятия необходим для определения места расположения ПГВ (ГПП), с точки зрения экономической целесообразности: наименьший расход проводников (каб. линий, шин, воздушных линий) распределительной системы завода.

Существует несколько методов определения ЦЭН, воспользуемся метолом, основанным на аналогии между центрами масс и электрическими нагрузками цехов. Координаты условного центра определяются по формулам:

, .

Таблица 6

№	Pрi	Poi	Xi	Yi	ri		Xo	Yo
1.	81.94	20.1	46.5	154	0.72	88.8	103.45	73.2
2.	330.9	161.1	47	98	1.45	175.6
	2275				2.7
3.	1092.1	15.5	130	89	2.63	5.13
	9652.5				5.5
4.	1353.7	9.9	103	88	2.9	2.7
5.	3533.4	20.3	14	21	4.7	2.1
6.	82.45	16.5	46	32	0.72	73
7.	509.535	26.48	72	41	1.8	18.7
8.	1102.59	25.8	98	26	2.65	8.4
	4500				3.78
9.	3751.97	14.7	127	129	4.88	1.4

Здесь:

X_i, Y_i – условные ЦЭН цехов, принимаются равными центру тяжести цехов.

– радиус круга, определяющий нагрузку цеха. Нагрузка до 1000 В и выше рассматривается раздельно.

α=Р₀*360/π*r_i²*m – угол осветительной нагрузки.

m – масштаб (m=50 кВт/мм-0.4 кВ, m=100 кВт/мм-6 кВ).

Произведем расчет для модельного цеха:

Р_Рi=509,535 кВт, Р_Оi=26,48 кВт, Х_i=72, Y_i=41, r_i= , ,

Расчет центра электрических нагрузок:

Так как установка ППЭ в точном геометрическом ЦЭН невозможна из-за нехватки место под строительство, то смещаем ППЭ в сторону питания.

7. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы – питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Для учебного проектирования принято считать, что канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Поэтому после привязки ППЭ к какому-либо цеху порядок выбора системы питания необходимо проводить в следующей последовательности.

Графики нагрузок ПГВ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209–85, которым задаются графики допустимых систематических нагрузок для различных типов трансформаторов.

Прежде чем воспользоваться графиками, необходимо заданный суточный график нагрузки преобразовать в эквивалентный двухступенчатый.

Нагрузочная способность трансформаторов рассчитывается по следующему алгоритму:

1. Исходя из заданного графика нагрузки определяется среднеквадратичное значение полной мощности

кВА,

где S₁, S₂,…, S_n – нагрузка трансформаторов по полной мощности на различных ступенях графика нагрузки длительностью соответственно t₁, t₂,…, t_n.

1. На ППЭ устанавливаются два трансформатора мощностью

кВА.

К выбору принимаем трансформатор ТДН-16000/110.

1. Определяем коэффициенты недогрузки и перегрузки.

Так как полная мощность двух трансформаторов больше максимальной суточной нагрузки предприятия, то проверка на перегрузочную способность не требуется.

Коэффициент аварийной перегрузки

.

Коэффициент загрузки:

1. Проверка на перегрузочную способность в ПАР:

Коэффициент начальной загрузки

Коэффициент перегрузки

Значение 0.9К_МАХ равно 1.512. Так как оно больше 1.5, то трансформатор не проходит по перегрузочной способности в ПАР.

Выбираем трансформатор большей мощности ТРДН-25000/110. (трансформатор трехфазный, двухобмоточный с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьём, регулирование под нагрузкой).

Выбор схемы ППЭ высокого напряжения.

Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности.

При выборе схемы учитывается класс напряжения, место расположения ППЭ, расстояния от системы (ИП) до завода.

Так как на предприятии имеются потребители второй категории, перерыв электроснабжения которых допускается на время ручного ввода резерва, то присутствует необходимость установки двух силовых трансформаторов. Выбираем следующую схему электроснабжения:

Выбор ВЛЭП проводится по экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение провода определяется из соотношения:

Где J_ЭК определяем по ПУЭ [2].

где

j_ЭК – экономическая плотность тока, равная 1.0 А/мм².

Выбираем провод марки АС-70 с I_ДОП=265 А.

Проверяем выбранный провод на нагрев по длительно допустимому току:

в нормальном режиме I_PДОП (72.1 А < 265 А).

в послеаварийном режиме 2I_pДОП (144.2 А < 265 А)

Проверка по потерям напряжения (ΔUнр<5%, ΔUпар<10%)

Потери напряжения в нормальном режиме:

Потери напряжения в после аварийном режиме:

Принимаем сечение 70 мм².

Выбор рационального напряжения производится на основании ТЭР.

Для рассмотрения предварительных вариантов напряжения питания используется эмпирическая формула:

кВ.

В нашем случае выбор рационального напряжения питания проводить не нужно, так как в задании дано напряжения питания, равное 110 кВ.

Мощность электроприемников на 6 кВ составляет 58% от суммарной мощности предприятия, поэтому принимаем без технико-экономического обоснования U_рац = 6 кВ:

Суммарная мощность по заводу в целом:

Суммарная мощность шестикиловольтной нагрузки:

Процент шестикиловольтной нагрузки 58%

Выбор числа РП, ТП и мест их расположения.

Прежде чем определить место расположения и число РП и ТП, приведем расчетные мощности цехов.

Таблица 7

	Наименование цеха	Pр	Qр	kc	Sр
1	Заводоуправление и ЦЗЛ	81.94	54.98	0.6	98.67
2	Главный корпус, 0.4 кВ	330.9	205.85	0.65	389.7
3	Компрессорная, 0.4 кВ	1092.1	927	0.75	1432.48
4	РМЦ	1353.7	677.4	-	1513.73
5	Лесосушилка	3533.4	2542.3	0.6	4352.95
6	Станция осветления воды	82.45	64.85	0.8	104.89
7	Модельный цех	509.535	912.07	0.4	1044.75
8	Насосная, 0.4 кВ	1102.59	932.4	0.75	1443.98
9	РСЦ	3751.97	3695.7	0.7	5266.4
10	Главный корпус, 6 кВ	2275	-1101	0.65	2527.4
11	Компрессорная, 6 кВ	9652.5	-4671.8	0.75	10723.6
12	Насосная, 6 кВ	4500	2178	0.75	4999.37

Если нагрузка цеха (S_р) на напряжение до 1000 В на превышает (250) кВА то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными линиями (0,4 – 0,66) кВ.

РП (6–10) кВ для питания ЭП выше 1000 В в цехе предусматриваются в том случае, если от РУ (6–10) кВ этого ЭП отходит не менее 7–8 ЛЭП (включая трансформаторы ближайших ТП), в противном случаи ЭП выше 1000 В запитываются от РУ (6–10) кВ ближайших РП или ППЭ. Это же правило следует применять при использовании двух напряжений в распределительной сети 6 и 10 кВ. Если число электроприемников невелико или они рассредоточены, то схему распределения следует выбирать по схеме: ЛЭП – трансформатор 10/6 кВ – ЭП 6 кВ.

Учитывая все это, предусматриваю установку ТП во всех цехах кроме: заводоуправления, РМЦ, станции осветления воды.

Так как в данном проекте расчетная реактивная мощность меньше экономически целесообразной, рекомендуемой АО-энерго, то установка компенсационных устройств не требуется.

Теория расчета компенсационных устройств.

Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность т.е. с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети.

Выбор мощности компенсирующих устройств (Q_км) по заводу в целом производится в разделе 5 исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах 6 – 10 кВ ППЭ т.е.

Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки производится одним из упрощенных аналитических методов, методом пропорционально реактивными нагрузками узлов. В этом случае величина мощности БСК (Q_Кi) в каждом i-м узле нагрузки будет равна

Q_{нагр i} – реактивная нагрузка в i – м узле

Q_нагр – сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Число КТП и мощность их трансформаторов определяется полной мощностью (Sр) цеха (цехов), удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

В качестве примера рассмотрим модельный цех:

Мощность цеха с учетом компенсации реактивной мощности

где Q - мощность компенсационных устройств в данном узле.

Удельная мощность по площади цеха:

где F – площадь цеха.

Так это потребитель II категории выбираем к установки 1 КТП – 2х1000 кВА с трансформаторами ТМ-1000 (трансформатор трехфазный, двухобмоточный, масляный).

Необходимо также учесть мощность станции осветления, получающую питание от КТП модельного цеха.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

, что для потребителей II категории вполне приемлемо.

Коэффициент загрузки в после аварийном режиме:

, что для потребителей II категории вполне приемлемо.

Таблица 8

Наименование цеха	Pр	Qр	Qki	Q	Sр	Sуд	Кат.	Число КТП, число и мощность трансформаторов	kзаг	kза пар
Заводоуправление и ЦЗЛ	81.94	54.98	0	0	98,67	0,011	III	–	–	–
Главный корпус, 0.4 кВ	330.9	205.85	0	0	389,7	0,006	II	1 КТП 2 Х 400	0.61	1.221
Компрессорная, 0.4 кВ	1092.1	927	0	0	1432,48	0,211	II	1 КТП 2 Х 1600	0.503	1.07
РМЦ	142.57	108.9	0	0	179,4	0,018	III	–	–	–
Лесосушилка	3533.4	2542.3	0	0	4352,95	0,489	II	1 КТП 2 Х 2500 1 КТП 2 Х 400	0.75	1.32
Станция осветления воды	82.45	64.85	0	0	104,89	0,012	II	–	–	–
Модельный цех	509.535	912.07	0	0	1044,75	0,080	II	1 КТП 2 Х 1000	0.575	1.15
Насосная, 0.4 кВ	1102.59	932.4	0	0	1443,98	0,127	II	1 КТП 2 Х 1000	0.722	1.44
РСЦ	3751.97	3695.7	0	0	5266,4	0,813	III	1 КТП 1 Х 2500 1 КТП 1 Х 2500 1 КТП 1 Х 1600	0.8	–

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах определяется по формулам:

(43)

(44)

где P_XX, P_КЗ – потери холостого хода и короткого замыкания

(45)

(45)

Рассмотрим расчет потерь на примере главного корпуса

где S_нт = 400 кВА, I_XX% = 3%, U_кз = 5.5%, P_xx = 1,3 кВт, P_кз = 5.4 кВт

Для нормального режима работы:

Для послеаварийного режима:

Таблица 9

Наименование цеха	n, Sтр	Ixx, %	Uкз, %	Pxx	Pкз	P нр	P пар	Qк.з	Qxx
Главный корпус	2 Х 400	3	5.5	1.3	5.4	3.6	9.35	22	12
компрессорная	2 Х 1600	1.5	6.5	2.1	11.6	5.667	13.86	104	24
лесосушилка	2 Х 2500	1	6.5	3.85	23.5	14.31	44.79	162.5	25
	2 Х 400	3	5.5	1.3	5.4	4.12	10.71	22	12
модельный цех	2 Х 1000	1.4	5.5	2.1	12.2	6.21	18.23	55	14
насосная	2 Х 1000	1.4	5.5	2.1	12.2	7.38	27.4	55	14
РСЦ	1 Х 2500	1	6.5	3.85	23.5	18.89	–	162.5	25
	1 Х 2500	1	6.5	3.85	23.5	18.89	–	162.5	25
	1 Х 1600	1,5	6,5	2,1	11,6	9,52	–	104	24

В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основного способа канализации электроэнергии применяются кабельные ЛЭП и токопроводы 6–10 кВ.

При незначительных передаваемых мощностях, как правило, применяют кабельные ЛЭП. Если передаваемая мощность в одном направлении при напряжении 6 кВ более 15–20 МВА, то применяют токопроводы.

Выбор токопроводов производится по расчетному току ПАР, проверяется по экономической плотности тока и действию токов к.з.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с учетом нормальных и ПАР режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Наладка кабелей будет производится на эстакадах, следовательно, поправочные коэффициенты не применяются. При проверке сечения кабелей по условию ПАР для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузку для кабелей с бумажной изоляцией до 30% номинальной.

Рассмотрим выбор кабельных линий на примере линии ПГВ – РП2

Так как F_MAX=240 мм², то необходимо прокладывать 4 кабеля.

Принимаем стандартное сечение F = 150 мм² I_{доп пуэ} = 300 А, I_доп=

I_{доп пар} = 1,3·264,6 =343,98 А

Условие I_пардоп пар не выполняется.

Окончательно выбираем кабель марки ААШв-6 4 (3 x 185) (алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, бумажная изоляция, броня из шланга с поливинилхлоридом).

Таблица 10

ЛЭП проложенная от – до	Pнр	Qнр	Sнр	Iр нр	Fэ	Qпар	Iр пар	Iдоп нр	Iдоп пар
ПГВ-РП1	14692,107	469,51	14699,6	235,7	196,4	-3615,3	364	331,7	431,2
ПГВ-РП2	6208,165	4166,82	7476,9	179,875	149,89	4302,02	364,66	302,7	393,55
ПГВ-РП3	6243,27	1849,74	6511,5	156,64	130,5	2050,39	314,4	264,6	344
РП1-ТП2	1440	1528,8	2100,2	202,09	168,4	-	-	292,56	-
	2359,18	2515,37	3448,6	331,84	276,5	-	-	376,7	-
ТП1-СП1	142,57	108,9	179,4	285,9	215	-	-	280,8	-
РП2-ТП7	598,195	1014,12	1177,4	56,43	47	1068,62	118	99,23	126
ТП7-СП3	82,45	64,85	104,9	151,4	126	64,85	262,225	249,6	324,5
РП3-ТП5	3551,83	2668,2	4442,4	213,7	178,1	2900,74	444	368,55	479
ТП5-ТП6	491,48	380,78	621,7	30	25	400,9	61,5	56,7	73,71
ТП4-СП2	81,94	54,98	98,67	142,4	118,7	-	-	171,6	-

При расчете токов короткого замыкания вводятся некоторые допущения:

• Все ЭДС считаются совпадающими по фазе.

• ЭДС источников остаются неизменными.

• Не учитываются поперечные емкости цепи короткого замыкания и токи намагничивания трансформаторов.

Активное сопротивление цепи короткого замыкания схемы напряжением выше 1000 В учитывается только при соотношении
r = 1/3·x.

Расчет будем вести в относительных единицах, приведенных к базисным условиям.

– мощность системы

; ,

Сопротивление трансформатора ПГВ:

Сопротивление кабельной линии электропередачи:

Сопротивление воздушной линии.

Сопротивление и ЭДС синхронного двигателя:

Мощность синхронного двигателя:

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-1.

таким образом, получаем начальное значение периодической составляющей как:

Рассчитаем ударный ток:

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-2.

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-3

Рассчитаем ток короткого замыкания в точке к-4

Так же требуется найти ток короткого замыкания на стороне 0,4 кВ. При расчете тока короткого замыкания на стороне 0,4 кВ необходимо учитывать активную составляющую сопротивления, также необходимо учесть сопротивление контактов коммутационной аппаратуры, токовых обмоток автоматов отключения, трансформаторов тока, шинопровода.

Сопротивление трансформатора S = 2500 кВА:

x_т = 4,16 мОм

r_т = 0,6 мОм

Сопротивление трансформаторов тока:

x_тт = 0,11 мОм

r_тт = 0,17 мОм

Сопротивление токовых катушек автоматического выключателя:

x_ав = 0,02 мОм

r_ав = 0,03 мОм

Сопротивление шинопровода

x_ш = 0,28 мОм

r_ш = 0,087 мОм

Сопротивление контактов

r_к = 0,03 мОм

Сопротивление дуги R_д, принимаем среднее значение равное 6 мОм

Суммарное активное сопротивление:

Начальное действующие значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке к-4

Ударный ток в точке k – 4

Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу

Таблица 5

Точка короткого замыкания	Iк, кА	iуд, кА
к-1	6,036	17,053
к-2	10,54	29,8
к-3	16,307	35,408
к-4	27,94	51,36

При курсовом проектировании должны быть выбраны и проверены на действие токов короткого замыкания следующие элементы электрической сети.

1. Аппаратура устройства высокого напряжения на ППЭ.

2. Ячейки РУ низкого напряжения 6 кВ, ПГВ, РП.

3. Выключатели вводов межсекционные выключатели и выключатели отходящих линий на ПГВ и РП – 6 кВ.

4. Вводные (секционные) автоматы цеховых КТП

5. Трансформаторы тока и напряжения на вводах ПГВ

6. Должны быть выбраны приборы учета и контроля потребления электрической энергии на вводах 6 кВ ПГВ.

Выбор и проверка оборудования устройства высокого напряжения ПГВ.

На устройстве высокого напряжения ПГВ необходимо выбрать и проверить на действие токов короткого замыкания следующие аппараты:

• Разъединители

• Вводные выключатели

Выбор разъединителя

• По напряжению установки U_уст U_ном

• по току I_норм I_ном, I_мах I_ном

• По электродинамической стойкости i_у i_пр, I_по I_{пр с}

• По термической стойкости В_к I²_терt_тер

Тепловой импульс квадратичного тока КЗ

где -время отключения выключателя.

– время действия релейной защиты.

– время отключения выключателя.

T_a – постоянная времени затухания периодической составляющей то короткого замыкания.

Выбираем разъединитель типа РЛНО-110М/600 (разъединитель линейный, одноколонковый, наружной установки).

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу.

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 110 кВ	Uном = 6 кВ
Iмах Iном	Iмах = 72,2 А	Iном = 600 А
iу iпр	iу = 17,053 кА	iпр = 50 кА
Вк I2терtтер	Вк = 6,376 кА2с	I2терtтер = 100 кА2с

Выбор вводных выключателей

Выбираем выключатели по условиям:

• По напряжению установки U_уст U_ном

• По длительному току I_норм I_ном, I_мах I_ном

• По отключающей способности I_п I_{отк ном}

• По электродинамической стойкости i_у i_дин, I_по I_дин,

где i_дин – ток электродинамической стойкости

I_дин, – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока.

• По термической стойкости В_к I²_терt_тер

Выбираем выключатель ВВУ-110Б-40/2000У1 (выключатель воздушный усиленный для работы в районах с умеренным климатом).

Расчетные и каталожные данные выключателя сводим в таблицу

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах Iном	Iмах = 72,2 А	Iном = 2000
Iп I отк ном	Iп = 6,036 кА	I отк ном = 40 кА
iу iдин	iу = 17,053 кА	iдин = 102 кА
Iпо I дин	Iпо = 6,036 кА	I дин = 40 кА
Вк I2терtтер	Вк = 6,376 кА2с	I2терtтер = 1600 кА2с

Выбор выключателя на отходящих линиях

Расчет применительно к ПГВ-РП1.

Максимальный рабочий ток

Выбираем выключатель типа ВМГ-133-II (выключатель маломасляный горшковый).

Для установки на ТП принимаем шкафы КРУ:КР10-У4

Расчетные и каталожные данные ячеек и выключателя сводим в таблицы

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 6 кВ
Iмах Iном	Iмах = 235,7 А	Iном = 400 А
Iп I отк ном	Iп = 10,54 кА	I отк ном = 14 кА
iу iдин,	iу = 29,8 кА	I дин, =52 кА

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 6 кВ	Uном = 6 кВ
Iмах Iном	Iмах = 325,7 А	Iном = 400А
Iп I отк ном	Iп = 10,54 кА	I отк ном = 38,5 кА
iу iдин	iу = 29,8 кА	iдин = 52 кА
Iпо I дин	Iпо= 10,54 кА	I дин = 14 кА
Вк I2терtтер	Вк = 35,55 кА2с	I2терtтер = 256 кА2с

Выбор автоматического выключателя на ТП-3

Выключатель выбираем по номинальному напряжению и длительно допустимому току отключения и проверяются на динамическую устойчивость под действием токов короткого замыкания в точке к-4.

Выбираем автоматический выключатель нагрузки типа ЭО6.

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 0,4 кВ	Uном = 0,4 кВ
Iдн Iраб мах	Iраб мах = 180,5	Iдн = 630 А
Iн отк Iр отк	Iр отк =27,94 кА	Iн отк= 60 кА
iу iдин	iу = 51,376 кА	iдин = 60 кА

Выбор трансформаторов напряжения

Выбираются

• По напряжению установки U_уст U_ном

• По конструкции и схеме соединения обмоток

• По классу точности

• По вторичной нагрузке S₂ S_ном

где S_ном – номинальная мощность в выбранном классе точности

S₂ - нагрузка всех измерительных приборов присоединенных к трансформатору

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

1). На вводе линии электропередачи в подстанцию потребителя при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

2). На стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

1). На тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

2). На присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для трансформаторов 25 МВА 1.0

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0.5.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

Перечень приборов и подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице.

Прибор	Тип	Потребляемая мощность
		P, Вт	Q, Вар
Счетчик активной и реактивной энергии с функциями измерения ПКЭ	АЛЬФА ПЛЮС (А3)	3,6	1,2

Вторичная нагрузка:

Выбираем ТН НКФ-110 83У1 (трансформатор напряжения каскадный, фарфоровый).

U_ном = 110 кВ;

S_2ном = 400 ВА;

В России только в последние годы производители приборов учета электрической энергии начали уделять внимание повышению класса точности приборов до значения 0,2

В Советское время считалось неэффективным установка точных счетчиков электрической энергии с трансформаторами низких классов точности, поскольку определяющим звеном в цепи источников погрешности является трансформатор тока.

В результате этого, на сегодняшний день очень небольшое количество предприятий, производящих электрические счетчики, производят и с классом точности 0,2. Основные среди них это: АББ «ВЭИ Метроника» и Нижегородский завод им. Фрунзе.

Попробуем оценить насколько погрешность меньше при использовании счетчиков более высокого класса точности.

В первом приближении суммарную погрешность можно определить по формуле:

Так если взять трансформатор тока класса точности 0,5 и счетчик класса точности 0,5S, то суммарная будет равна:

Если ставим счетчик класса точности 0,2S при том же трансформаторе класса точности 0,5, то

Таким образом, получается, что точность измерений возрастает на 25%.

Если мы используем трансформатор тока с большей погрешностью класса точности 0,1 и счетчик класса точности 1,0, то суммарная погрешность равна: .

Если мы ставим с этим же трансформатором счетчик класса точности 0,2S

Мы получаем измерения на 25% точнее.

Таким образом, видно, что увеличение точности счетчиков, при наличии существующих трансформаторов тока, позволяет получить существенное уменьшение погрешности и более точный учет электроэнергии. [2]

Выбор трансформатора тока

Условия выбора

• По напряжению установки U_уст U_ном

• По току I_норм I_1норм I_мах I_1норм

• По конструкции и классу точности

• По электродинамической стойкости i_у i_пр, I_по I_{пр с}

• По термической стойкости Вк I_2терt_тер

• По вторичной нагрузке z₂ z_{2 ном}

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА
		А	В	С
Счетчик активной и реактивной энергии с функциями ПКЭ	АЛЬФА ПЛЮС (А3)	2,0	2,0	2,0

Выбираем трансформатор тока типа ТФЗМ110Б-I ХЛ1 (трансформатор тока с фарфоровой изоляцией, с обмоткой звеньевого типа, маслонаполненный).

к_тер = 4 t_тер = 3с

Общее сопротивление приборов

r_приб =

Допустимое сопротивление проводов

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина 50 м ТТ соединены в полную звезду, поэтому l_рас = l, тогда минимальное сечение

где – удельное сопротивление материала провода.

Принимаем кабель АКРВГ с жилами сечения 6 мм²

Уточним полное сопротивление приборов:

.

Условия выбора	Расчетные данные		Каталожные данные
Uуст Uном	Uуст = 110 кВ		Uном = 110 кВ
Iмах I1ном	Iмах = 72,2 А		I1ном = 100 А
iу iдин	iу = 17,053 кА	iдин = 20 кА
Вк I2терtтер	Вк = 6,376 кА2с	I2терtтер = 54 кА2с
r2 r2ном	r2 = 1,05 Ом	r2ном = 1,2 Ом

Список литературы

1. Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков Электрическая часть станций и подстанций М: Энергоатомиздат, 1989 г.

2. Правила устройства электроустановок М: 1996 г.

3. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Д.Г. Барыбина и др. М: Энергоатомиздат, 1990

4. Федоров А.А. Смирнв Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по ЭсПП М: Энергоатомиздат 1987 г.

5. Методические указания для выполнения курсового проекта по ЭсПП. Сост. С.Г. Диев А.Я. Киржбаум

6. Справочник по проектированию электрических сетей и систем /Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро М: Энергоатомиздат 1985 г.

7. В.К. Грунин, С.Г. Диев, В.В. Карпов, В.Ф. Небускин, В.К. Федоров, А.В. Щекочихин Расчет электрических нагрузок, выбор главных схем и оборудования промышленных предприятий, 2001 г.

Характеристики

Список файлов курсовой работы