1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/proektirovanie-sistemyi-elektrosnabjeniya-promyishlennogo-obyekta/
Введение
В ходе проектирования распределительных сетей промышленного предприятия необходимо учесть применение методов компенсации реактивной мощности и обеспечение надежного электроснабжения потребителей промышленного предприятия.
Расчёт электроснабжения шахты «Ульяновская»
... РАСЧЁТ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ Электроснабжение шахты будет осуществляться по двум кабельным линиям. Каждую ... ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, Передаваемая расчётная активная мощность шахты определяется по формуле где PР.i-расчётная суммарная активная мощность шахты, ... проводить проверку воздушной линии по короне принимается сечение токоведущей жилы 70 мм2. Электроэнергия к шахте будет ...
Под системой электроснабжения промышленного предприятия понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории предприятия и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Проектирование системы внутреннего электроснабжения основывается на общих принципах построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.
1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода
1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии
Потребитель электрической энергии — электроприемники (ЭП) или группы ЭП объединенные единым технологическим процессом и размещенные на определенной территории.
Классификация электроприемников:
1 ЭП трехфазного тока напряжение до 1 кВ с частотой 50 Гц;
2 ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ с частотой 50 Гц;
3 ЭП трехфазного тока с частотой отличной от промышленной;
4 ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц;
5 ЭП постоянного тока напряжением до 1 кВ;
6 ЭП постоянного тока напряжением выше 1 кВ.
Систематизация потребителей электроэнергии осуществляется по техническим признакам: производственное назначение, производственные связи, режим работы, мощность, напряжение, род тока, территориальная размещенность, требования к надежности электроснабжения.
По степени надежности потребители электроэнергии разбиваются на три категории:
К первой категории относятся потребители перерыв в электроснабжении, которых, представляет опасность для жизни человека, значительный ущерб народному хозяйству, брак продукции, расстройству сложного технологического процесса, нарушение функций особо важных элементов коммунального хозяйства.
Особая группа выделяется с целью безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения основного дорогостоящего оборудования.
Ко второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых, предполагает массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и рабочего транспорта.
К третьей категории относятся все остальные потребители электрической энергии.
По режиму работы ЭП могут быть разделены на группы: по сходству режимов, то есть по сходству графиков электрических нагрузок. Деление потребителей на группы позволяет более точно определять электрическую нагрузку.
Различают три характерные группы ЭП:
1 ЭП в режиме продолжительной, неизменной или меняющейся нагрузки;
В этом режиме ЭП могут работать длительное время без превышения температуры отдельных частей электрической машины выше допустимой.
2 Кратковременная нагрузка — не настолько длительная, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения. А период их остановки таков, что они успевают охладиться до температуры окружающей среды.
3 ЭП работающие в режиме повторно кратковременного включения, в этом случае кратковременная работа машины или аппарата чередуется с кратковременными периодами отключения, при этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.
По условию окружающей среды производственные помещения классифицируются:
1 по температуре воздуха;
1.1 нормальные t<30 0 С;
1.2 жаркие, длительно держится температура выше 30 0 С;
2 по влажности среды;
2.1 сухие, относительная влажность меньше 60%;
2.2 влажные относительная влажность больше 60%, но меньше 75%;
2.3 сырые, относительная влажность больше 75%, но меньше 100%;
2.4 особо сырые, относительна явлажность равна 100%; ъ
3 по пыли;
3.1 нормальная среда;
3.2 пыльная среда,
4 по врыво и пожароопасности.
4.1 по пожару и взрыву помещения делятся на категории А и Б — врыво и пожароопасные помещения.
1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.
Номинальную мощность (активную P ном и реактивную Qном ) группы цехов определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных цехов.
Групповая номинальная (установленная) активная мощность:
, (1) гдеn — число цехов.
Групповая номинальная реактивная мощность:
(2)
Средние активные и реактивные мощности цехов:
(3)
Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов:
, (4)
(5) где m — число цехов.
Определяется расчетная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента расчетной нагрузки, для высоковольтной схемы электроснабжения К р =1.
Расчетные активная и реактивные мощности группы цехов выше 1 кВ:
, (6)
. (7)
Произведем расчет нагрузки по приведенному выше алгоритму. Исходные данные приведены в таблице1.
Таблица 1 — Исходные данные
|
Номер на плане |
Наименование цехов |
Установленная мощность Р ном , кВт |
Коэффициент использования к и |
tgц |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
1 |
Котельный цех |
800 |
0,6 |
0,88 |
|
|
2 |
Компрессорная станция (СД?50% U^ 1 кВ) |
5760 |
0,7 |
0,62 |
|
|
3 |
Главный корпус |
4400 |
0,85 |
0,33 |
|
|
4 |
Кузнечно-термический цех |
3400 |
0,75 |
0,48 |
|
|
5 |
Литейный цех |
6400 |
0,75 |
0,48 |
|
|
6 |
Плавающий док |
480 |
0,45 |
1,33 |
|
|
7 |
Сухой док |
600 |
0,45 |
1,33 |
|
|
8 |
Электроремонтный цех |
800 |
0,75 |
0,48 |
|
|
9 |
Административные и бытовые помещения |
100 |
0,85 |
0,33 |
|
|
10 |
Склад |
40 |
0,85 |
0,33 |
|
|
11 |
Бытовая нагрузка |
7600 |
0,85 |
0,33 |
|
|
Продолжение таблицы 1 |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
12 |
Осветительная нагрузка |
5000 |
0,85 |
0,33 |
|
Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов находим по формулам (4) и (5):
Суммарные расчетные активная и реактивная мощности цехов равны:
Р р У =27,52 МВт, Qр У =12,19 МВ·Ар.
1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения
Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема ГПП включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений. Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций без сборных шин на высшем напряжении. Такие схемы основаны на блочном принципе и рекомендуются к применению на все напряжения. Схемы с одной системой шин на первичном напряжении 110-220 кВ ГПП применяют при невозможности использовать блочные схемы без выключателей и без сборных шин.
Схемы с двумя системами сборных шин на высшем напряжении применяют в редких случаях на очень мощных ответственных подстанциях, имеющих большое число присоединений, включая транзитные линии. Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок.
Когда требуется гибкость оперативных переключений, а также частая ревизия выключателей по условиям их работы, применяют схемы с обходной системой шин. Схемы такого типа не являются характерными для промышленных предприятий, и их применяют на крупных узловых подстанциях районного назначения с большим числом присоединений.
Для разработки экономически целесообразной системы электроснабжения необходимо ГПП установить в центре электрической нагрузки.
Таблица 2 — Исходные данные для расчета ЦЭН
|
Номер на плане |
Р р , кВт |
Q р , кВ·Ар |
Координата х |
Координата у |
|
|
1 |
480 |
422 |
30 |
13 |
|
|
2 |
4032 |
2500 |
30 |
14 |
|
|
3 |
3740 |
1234 |
62 |
52 |
|
|
4 |
2550 |
1224 |
141 |
12 |
|
|
5 |
4800 |
2304 |
126 |
53 |
|
|
6 |
216 |
287 |
47 |
82 |
|
|
7 |
270 |
359 |
47 |
82 |
|
|
8 |
600 |
288 |
135 |
85 |
|
|
9 |
85 |
28 |
95 |
107 |
|
|
10 |
34 |
11,22 |
30 |
105 |
|
Координаты ЦЭН определяются по следующим формулам:
, (8)
. (9)
По формулам найдем координаты ЦЭН, ЦЭН изображен на рисунке.
Рисунок 1 — Определение ЦЭН
Электроснабжение завода осуществляется с шин районной подстанции, линия связи ГПП с подстанцией равны десяти км.
1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно решается вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.
Число трансформаторов на КТП явно меньше или равно трем, следовательно, мощность трансформаторов определяется по формуле:
(10)
где Р р — активная расчетная нагрузка, полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап) МВт;
N — число трансформаторов,
К з — коэффициент загрузки трансформаторов, 0,75.
Определяется наибольшая реактивная мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:
. (11)
Определяется суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:
, (12)
где Q р — реактивная нагрузка полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап).
Если Q нку1 <0, то первому этапу установка компенсирующих устройств не требуется, тогда Qнку1 =0.
Выбор суммарной мощности НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях)
, (13)
где г — расчетный коэффициент определяется в зависимости от схемы питания КТП и дополнительных показателей К 1 и К2 . Коэффициент отвечает за оптимальное значение потерь в распределительной сети. К1 — коэффициент зависящий от удельных приведенных затрат на КУ напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ. К2 — коэффициент определенный схемой сети.
Если Q нку1 <0, то Qнку1 =0.
Определение суммарной мощности НКУ и выбор фактических мощностей компенсирующих устройств.
. (14)
Произведем выбор числа и мощности трансформаторов КТП на примере котельного цеха.
кВ·А.
Итак, число трансформаторов мощностью 400 кВ·А на КТП равно двум.
Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:
кВ·Ар.
Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:
кВ·Ар.
Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):
кВ·Ар,
Суммарная мощность НКУ равна:
Q нку У =62+88=150 кВ·Ар.
Для компенсации реактивной мощности комплектные конденсаторные установки типа УК-0,38-50 У3.
Результаты расчета приведены в таблице.
Таблица 3 — Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
|
Номер на плане |
Р р , кВт |
Q р , кВ·Ар |
S т , кВ·А |
N т |
К 2 /К1 |
г |
Q нку У , кВ·Ар |
Q нку факт , кВ·Ар |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
2 |
2016 |
1250 |
1600 |
2 |
10/9 |
0,28 |
354 |
1Ч324 |
|
|
3 |
3740 |
1234 |
2500 |
2 |
16/9 |
0,23 |
960 |
2Ч450 |
|
|
4 |
2550 |
1224 |
2500 |
2 |
16/9 |
0,23 |
74 |
1Ч75 |
|
|
5 |
960 |
460 |
1000 |
2 |
7/9 |
0,35 |
0 |
0 |
|
|
6 |
216 |
287 |
250 |
2 |
4/9 |
0,37 |
102 |
2Ч50 |
|
|
7 |
270 |
359 |
250 |
2 |
4/9 |
0,37 |
244 |
1Ч216 |
|
|
8 |
600 |
288 |
630 |
2 |
7/9 |
0,35 |
0 |
0 |
|
|
9 (9 и 10) |
119 |
39 |
250 |
1 |
4/9 |
0,37 |
0 |
0 |
|
1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения
На предприятиях применяются радиальные магистральные и смешанные схемы электроснабжения. Радиальной называется такая схема, в которой к одной линии подключена одна подстанция или один высоковольтный ЭП. Радиальные схемы применяются на предприятиях малой мощности, предприятиях, где нагрузка территориально разбросана и неупорядочена по своему расположению, на предприятиях на которых предъявляются высокие требования к надежности электроснабжения. В радиальных схемах на предприятиях используется глухое присоединение трансформаторов к кабельным линиям. Преимущество радиальных схем — высокая надежность, недостаток — большое количество коммутаций.
Магистральная схема — когда к одной линии подключено несколько понизительных подстанций. Магистральные схемы применяются в тех случаях, когда радиальные схемы являются не целесообразными или на предприятиях средней и крупной мощностей, или при упорядочном расположении электрических нагрузок.
В нашем случае целесообразно применить смешанную схему электроснабжения. В одну магистраль будем подключать не больше трех подстанций. Мартеновский цех и насосную станцию подключаем радиально. Высоковольтная нагрузка запитывается через распределительный пункт.
Два варианта схемы внутреннего электроснабжения завода представлены на рисунках.
Рисунок 2 — Первый вариант схемы электроснабжения
Рисунок 3 — Второй вариант схемы электроснабжения
1.6 Выбор номинального напряжения
Для выбора рационального напряжения используем метод планирования эксперимента. Факторами, наиболее влияющими на рациональное напряжение, являются следующие: суммарная нагрузка предприятия (S У ); средняя длина линии распределительной сети (lср ); стоимость 1 кВт·года потерь электроэнергии (Дс0 ); отношение нагрузки потребителей (6 кВ) ко всей нагрузке предприятия (в),%; отношение числа часов работы предприятия в году Тг к числу часов использования максимума нагрузки Тм .
Все влияющие факторы в математических моделях используют в кодированном виде, переход к которому осуществляют по форме:
, (15)
где x i — кодированное значение фактора;
X i — действительное значение фактора;
X i , б — базовый уровень фактора;
ДX i — шаг варьирования фактора.
Кроме факторов, указанных выше, на выбор рационального напряжения решающее влияние оказывает схема распределения электроэнергии по территории промышленного объекта.
Для магистральной схемы:
(16)
Для определения рационального стандартного напряжения необходимо определить приведенные затраты для ближайшего большего и ближайшего меньшего к расчетному значению нестандартного.
Определение приведенных затрат для стандартных напряжений осуществляется также с помощью математических моделей, полученных с применение теории планирования эксперимента с учетом факторов, перечисленных выше.
Для магистральной схемы:
, (17)
. (18)
Расчет для первого варианта схемы электроснабжения завода.
Таблица 4 — Исходные данные
|
Суммарная мощность S У , кВ·А |
Средняя длина линии l ср , м |
Т г , ч |
Т м , ч |
Дс 0 , руб/ (кВт·год) |
|
|
18903 |
0,482 |
4500 |
3770 |
54 |
|
Таблица 5 — Расчет факторов
|
Факторы |
Базовый уровень X i , б |
Шаг варьирования ДX i |
x 1 |
|
|
x 1 — SУ , кВ·А |
30000 |
20000 |
0,445 |
|
|
x 2 — lср , км |
0,6 |
0,4 |
-0,295 |
|
|
x 3 — г, руб/ (кВт·год) |
70 |
30 |
-0,533 |
|
|
x 4 -в,% |
6 |
4 |
-1,5 |
|
|
x 5 -a |
1,3 |
0,1 |
-1,06 |
|
U рац =10,028 кВ,
З У6 =98,998 тыс. руб/год,
З У10 =98,735 тыс. руб/год.
Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.
Расчет для второго варианта схемы электроснабжения завода.
Таблица 6 — Исходные данные
|
Суммарная мощность S У , кВ·А |
Средняя длина линии l ср , м |
Т г , ч |
Т м , ч |
Дс 0 , руб/ (кВт·год) |
|
|
18903 |
0,452 |
4500 |
3770 |
54 |
|
Таблица 7 — Расчет факторов
|
Факторы |
Базовый уровень X i , б |
Шаг варьирования ДX i |
x 1 |
|
|
x 1 — SУ , кВ·А |
30000 |
20000 |
0,445 |
|
|
x 2 — lср , км |
0,6 |
0,4 |
-0,37 |
|
|
x 3 — г, руб/ (кВт·год) |
70 |
30 |
-0,533 |
|
|
x 4 -в,% |
6 |
4 |
-1,5 |
|
|
x 5 -a |
1,3 |
0,1 |
-1,06 |
|
U рац =9,94 кВ,
З У6 =100,89 тыс. руб/год,
З У10 =100,6 тыс. руб/год.
Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.
1.7 Выбор сечений линий 10 кВ
Для выбора сечений кабелей определяется расчетный ток, по таблице выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току.
Расчетный ток определяется по формуле:
. (19)
Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:
I доп = Iдоп . табл . К1 К2 , (20)
где К 1 — коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле, К1 =0,9;
К 2 — коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля, К2 =1,11.
Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:
I доп Iнаиб . ( 21)
Выбор сечений кабелей
Проведем расчет на примере магистрали ГПП-ТП2-ТП1.
кА,
I доп =263·0,9·1,11=262,737 А.
Итак, для магистрали ГПП-ТП2-ТП1 выбираем кабель марки АПвП (алюминиевая жила изоляция из сшитого полиэтилена, оболочка из полиэтилена) сечением 95 мм 2 .
Результаты расчета сведены в таблицу.
Таблица 8 — Результаты расчета
|
Линия |
Р р , МВт |
Q р , МВ·Ар |
I р , A |
I доп , A |
Марка и сечение кабеля |
|
|
Первый вариант схемы |
||||||
|
ГПП-ТП1-ТП4 |
3,03 |
1,646 |
199 |
240 |
АПвП (3Ч70) |
|
|
ГПП-ТП2 |
4,032 |
2,5 |
274 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП3-ТП8 |
4,34 |
1,522 |
266 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП5 |
4,8 |
2,3 |
307 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 |
0,605 |
0,685 |
53 |
195 |
АПвП (3Ч50) |
|
|
Второй вариант схемы |
||||||
|
ГПП-ТП1 |
0,48 |
0,422 |
37 |
195 |
АПвП (3Ч50) |
|
|
ГПП-ТП2 |
4,032 |
2,5 |
274 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП4 |
2,55 |
1,224 |
163 |
195 |
АПвП (3Ч50) |
|
|
ГПП-ТП5 |
4,8 |
2,3 |
307 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП8-ТП7 |
4,61 |
1,881 |
287 |
329 |
АПвП (3Ч150) |
|
|
ГПП-ТП6-ТП9 |
301 |
315 |
25 |
195 |
АПвП (3Ч50) |
|
1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения
Для выбора оптимального варианта системы внутреннего электроснабжения сравним капиталовложения на два варианта сети.
К=УК 0 i ·li , (22)
где К 0 i — стоимость кабеля тыс. руб. /км;
l i — длина i-ого участка кабеля.
Таблица 9 — Капиталовложения в сеть
|
Линия |
Длина линии, км |
Сечение кабеля |
Удельная стоимость, тыс. руб/км |
Капиталовложения, тыс. руб. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Первый вариант схемы |
|||||
|
ГПП-ТП1-ТП4 |
0,568 |
(3Ч70) |
221,65 |
125,9 |
|
|
ГПП-ТП2 |
0,231 |
(3Ч150) |
339,315 |
78,4 |
|
|
Продолжение таблицы 9 |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
ГПП-ТП3-ТП8 |
0,494 |
(3Ч150) |
339,315 |
167,6 |
|
|
ГПП-ТП5 |
0,284 |
(3Ч150) |
339,315 |
96,4 |
|
|
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 |
0,829 |
(3Ч50) |
185,56 |
153,8 |
|
|
ИТОГО |
622,13 |
||||
|
Второй вариант схемы |
|||||
|
ГПП-ТП1 |
0,263 |
(3Ч50) |
185,56 |
48,8 |
|
|
ГПП-ТП2 |
0,231 |
(3Ч150) |
339,315 |
78,4 |
|
|
ГПП-ТП4 |
0,458 |
(3Ч50) |
339,315 |
155,4 |
|
|
ГПП-ТП5 |
0,284 |
(3Ч150) |
339,315 |
96,37 |
|
|
ГПП-ТП3 — ТП8-ТП7 |
0,736 |
(3Ч150) |
339,315 |
249,73 |
|
|
ГПП-ТП6-ТП9 |
0,736 |
(3Ч50) |
185,56 |
136,6 |
|
|
ИТОГО |
765,3 |
||||
По результатам расчета видно, что дешевле первый вариант схемы электроснабжения, его и выбираем для завода.
1.9 Проверка сечений линий
Проверка сечений КЛ 10 кВ на термическую стойкость осуществляется следующим образом.
Определяется термически стойкое к токам КЗ минимально допустимое сечение, мм 2 :
, (23)
где В кз — тепловой импульс, А2 . с;
С — температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, значения которого приведены в табл.3.4 [8] и принимается для алюминиевых жил 95 А•с 1/2 /мм2 .
Тепловой импульс определяется по формуле:
, (24)
где Iк — ток трехфазного короткого замыкания, принимается равным в соответствии с условием 25 кА;
— время отключения тока короткого замыкания, 0,06 с;
- Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ находится по формуле:
, (25)
где — суммарные активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ, Ом.
Таблица 10 — Проверка сечений кабелей
|
Линия |
Сечение кабеля, мм 2 |
Индуктивное сопротивление х У , Ом/км |
Активное сопротивление r У , Ом/км |
Та |
Тепловой импульс Вк, А 2 ·с |
Минимальное сечение F min , мм2 |
|
|
ГПП-ТП1-ТП4 |
(3Ч70) |
0,177 |
0,443 |
0,0013 |
3,8·10 7 |
64,9 |
|
|
ГПП-ТП2 |
(3Ч150) |
0,164 |
0, 206 |
0,0025 |
3,9·10 7 |
65,7 |
|
|
ГПП-ТП3-ТП8 |
(3Ч150) |
0,164 |
0, 206 |
0,0025 |
3,9·10 7 |
65,7 |
|
|
ГПП-ТП5 |
(3Ч150) |
0,164 |
0, 206 |
0,0025 |
3,9·10 7 |
65,7 |
|
|
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 |
(3Ч50) |
0,184 |
0,641 |
0,0009 |
3,8·10 7 |
65,7 |
|
Выбранные сечения кабелей на всех участках СЭС 10 кВ, кроме магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 выше минимального сечения по условию термической стойкости к току КЗ на шинах 10 кВ равного 25 кА. На магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 увеличиваем сечение кабеля, принимаем кабель сечением (3Ч70).
1.10 Измерение и учет электроэнергии
На подстанциях устанавливают измерительные приборы, обеспечивающие учет расхода электроэнергии, активной и реактивной мощности, тока в линиях, напряжения.
Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи).
Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока.
Напряжение контролируют на каждой секции сборных шин всех РУ, причем вольтметр включают только на одно линейное напряжение, так как обычно в СЭС междуфазовые напряжения симметричны. Вольтметры подключают непосредственно при напряжении до 1000 В или через трансформаторы напряжения — при напряжении свыше 1000 В.
Для измерения активной и реактивной мощности на ГПП применяют трехфазные ваттметры с переключателем фаз напряжения, чтобы обеспечить измерение Р и Q одним ваттметром. Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают на подстанциях, где требуется повседневный контроль за перетоком мощности более 4000 кВ·А по отдельным линиям, на синхронных двигателях, если необходим контроль за их работой, на подстанционных трансформаторах напряжением 110 кВ и выше. На трансформаторах напряжением до 35 кВ, мощностью 6300 кВ·А и более устанавливают только активный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы тока и напряжения.
Класс точности щитовых измерительных приборов должен быть не ниже 2,5.
Расход электроэнергии измеряется для коммерческого расчета с энергосистемой (расчетный учет) и контрольного расчета внутри предприятия (технический учет).
Счетчики коммерческого учета устанавливают обычно со стороны высшего напряжения, то есть на вводах от энергосистемы. Рассчитываются за электроэнергию с энергосистемой по одноставочному тарифу (только за потребленную активную энергию по показаниям счетчика) и по двухставочному тарифу (за потребленную активную энергию и за присоединенную мощность или за заявленную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы).
Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу в зависимости от оптимальной и фактической реактивной нагрузок предприятия в часы максимальной нагрузки.
В соответствии с действующей тарифной системой требуется еще измерение 30-минутного максимума активной и реактивной нагрузок в часы максимума нагрузки энергосистемы. Для этого применяются специальные счетчики или специальные ваттметры максимальной мощности.
Технический учет организует ………..
