Проектирование системы электроснабжения авиационного завода

8 Выбор аппаратов и проводников проектируемой сети

8.1 Выбор сечения ВЛ 110кВ

Для воздушной линии (ВЛ) выбираем сталеалюминевые провода - АС. Их механическая прочность выше, чем алюминиевых.

Выбор сечения проводов ВЛ - 110 кВ питающей трансформаторы ГПП осуществляется по четырем критериям:

- по нагреву;

- по экономической плотности тока;

- по условию короны;

по механической прочности.

1) Выбор сечения ВЛ по нагреву:

Iр лэп I дд (8.1)

где Iр лэп - расчетный ток ЛЭП с учетом перегрузки трансформатора, А;

, (8.2)

где Кпер=1,4 - коэффициент перегрузки, о.е.;

Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, кВА.

А.

Выбираем ближайшее сечение по длительно допустимому току:

F = 25 мм2; Iдд = 130 А;

130 А > 117,5 А

2) Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока:

Критерии выбора:

(8.3)

, (8.4)

где Iнорм - ток линии в нормальном режиме работы, А;

Кзт = 0,7 - коэффициент загрузки трансформатора, о. е;

jэк = f (Тм) - экономическая плотность тока в зависимости от числа использования максимума нагрузки. При Тм=3080 ч/год jэк=1,1 А/мм2.

А;

;

Ближайшее стандартное значение провода АС - 70 мм2

3) Выбор сечения ВЛ- 110 кВ по условию короны:

По [4] по условию короны минимальное сечение для ВЛ - 110 кВ

Fмин =70 мм2.

4) Выбор сечения ВЛ по механической прочности:

Fмин =35 мм2.

Поэтому окончательно выбираем сталеалюминевый провод марки АС(АС70/11) сечением 70 мм2 с Iдд =265 А.

8.2 Выбор оборудования ОРУ - 110 кВ

Для ОРУ - 110 необходимо выбрать:

Отделители;

Разъединители (в том числе заземлители нейтралей трансформаторов);

Трансформаторы тока;

Короткозамыкатели;

Ограничители перенапряжения (в том числе для нейтралей трансформаторов).

Для выбора аппаратов следует определить максимальные токи, которые могут протекать в сети.

Максимальный ток в цепях трансформаторов равен:

(8.5)

где kпер = 1.4 - коэффициент перегрузки трансформаторов (согласно ГОСТ 1429-85 трансформаторы не могут перегружаться более чем на 40% от номинальной мощности и не более чем на 5 суток).

Uном = 110кВ - номинальное напряжение питающей сети.

Ток ремонтной перемычки равен половине тока в цепях трансформаторов:

Imax.r =117,5/2 = 58,7 А

Разъединители применяются для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовым выключателем и разъединителем предусматриваются механическая и электромагнитная блокировки, не допускающие отключение разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки.

Разъединители выбирают по напряжению , номинальному длительному току , а в режиме КЗ проверяют термическую и электродинамическую стойкость. Разъединители выбираются также по роду установки и конструктивному исполнению.

Заземляющие ножи входят в комплект с разъединителями. Для цепей трансформаторов выбираем разъединители с одним и двумя заземляющими ножами, а для ремонтной перемычки - с одним.

1 По напряжению:

Uном ? Uсети (8.6)

2 По номинальному току:

Iном ? Imax, (8.7)

где IНОМ номинальный ток выключателя.

3 По динамической стойкости:

Iдин ? iу, (8.8)

где iДИН - ток динамической стойкости выключателя.

4 По термической стойкости:

(Iтерм)2 • tтерм ? ВК, (8.9)

где Iтерм - ток термической стойкости выключателя,

tтерм - время термической стойкости выключателя,

ВК - тепловой импульс тока:

(8.10)

где tоткл - полное время отключения (складывается из времени действия релейной защиты и собственного времени отключения выключателя);

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей.

Для подключения цепей релейной защиты и измерительных приборов, на вводе высокого напряжения трансформаторов имеются трансформаторы тока.

Измерительные трансформаторы выбираются:

1. По классу точности.

2. По напряжению сети (10.2).

3. По номинальному току (10.3).

4. По динамической стойкости (10.5).

5. По термической стойкости(10.6).

6. По вторичной нагрузке:

(8.11)

где zном2 - сопротивление номинальной вторичной нагрузки тр-ров тока,

z2 - сопротивление необходимой вторичной нагрузки.

Трансформаторы напряжения выбираются:

1. По классу точности.

2. По напряжению сети (10.2).

3. По вторичной нагрузке:

Sном2 ? S2, (8.12)

где Sном2 - номинальная вторичная нагрузка трансформаторов напряжения,

S2 - необходимая вторичная нагрузка.

На данном этапе расчёта измерительные трансформаторы выбираем только по напряжению, току, и термической стойкости. Проверку по вторичной нагрузке проведём после выяснения видов релейной защиты, её расчёта и определения видов необходимых измерительных приборов.

Так как сеть 110кВ работает с эффективно заземлённой нейтралью, то для защиты от внутренних перенапряжений, связанных с отключением трансформаторов и линий применяем разрядники и ограничители перенапряжения нейтрали.

Для обеспечения режима нейтрали трансформаторов выбираем заземлитель нейтрали типа ЗОН-110М-II.

Ограничители перенапряжения выбираются по номинальному напряжению сети.

Заземлитель нейтрали трансформатора выбирается по номинальному напряжению сети.

Результаты выбора аппаратов приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Выбор аппаратов и оборудования ОРУ-110кВ

Ошиновку ОРУ осуществляем сталеалюминевыми проводами марки АС-70, выполняем ее на подвесных изоляторах в виде гирлянд, состоящих из последовательно сцепленных изоляторов типа ПФ6-А. Количество изоляторов в гирлянде 7 штук, в натяжных гирляндах 8 штук.

8.3 Выбор электрооборудования 10 кВ

8.3.1 Выбор системы оперативного тока и источников оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, а также включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.

От источников оперативного тока требуется повышенная надежность, их мощность должна быть достаточна для действия вторичных устройств при самых тяжелых авариях, а напряжение должно отличаться высокой стабильностью. Требования к повышенной надежности приводят к необходимости резервирования источников оперативного тока и распределительных цепей. К постоянно включенным электроприемникам оперативного тока относятся сигнальные лампы, катушки реле, постоянно включенная часть аварийного освещения и т.п.

Выбираем систему смешанного оперативного тока (переменно ? выпрямленного). В качестве источников системы смешанного оперативного тока выбираем шкафы управления оперативного тока типа ШУОТ-2403-3372 УХЛ4.

Обозначение типа ШУОТ-2403-3372

ШУОТ - шкаф управления оперативным током;

24 - НКУ управления, измерения, сигнализации, автоматики и защиты главных щитов (пунктов) управления подстанции;

0 - НКУ общеподстанционных устройств;

3 - Порядковый номер разработки;

33 - Обозначение величины номинального выходного тока (20 А);

7 - Обозначение типоисполнения в зависимости от напряжения и частоты питающей сети;

2 - Обозначение величины выходного напряжения (230 В).

ШУОТ обеспечивает:

- питание цепей электромагнитов включения высоковольтных выключателей от выпрямительного устройства, работающего в импульсном режиме;

- питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства;

- работу аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда;

- автоматическое поддержание температуры воздуха в аккумуляторном отсеке шкафа не ниже заданной величины с помощью электронагревателей;

- контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного тока;

- защиту узлов схемы и отходящих линий оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий автоматами и предохранителями с одновременной световой сигнализацией.

Технические данные ШУОТ приведены в таблице.8.3.

Таблица 8.3 - Технические данные ШУОТ

Цепи релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации получают питание от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства, входящего в комплект ШУОТ.

Питание ЭД электромагнитных приводов выключателей ВБКЭ-10 производится переменным током от шин собственных нужд.

8.3.2 Расчет нагрузок, выбор трансформатора собственных нужд

Собственные нужды подстанции составляют цепи защиты и управления, обогрев приводов выключателей, освещение, отопление, обдув трансформаторов, вентиляция помещений, аккумуляторных батарей, система пожаротушения, аварийное освещение и т.д.

Для питания потребителей собственных нужд монтируются специальные панели, к которым подводятся питающие кабели от трансформаторов собственных нужд.

Таблица 8.3 - Нагрузка собственных нужд ГПП

Все электроприемники собственных нужд делятся на ответственные и неответственные. К первым относятся электроприемники, отказы которых приводят к нарушению нормального функционирования всей установки или аварии. Неответственными приемниками являются такие, отказы которых не приводят к нарушению режима работы станции, но вызывают задержки ремонтных и профилактических работ, создают неудобства в работе персонала.

Для питания всех электроприемников на подстанции установлено два трансформатора собственных нужд.

Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд

где kс - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности. В ориентировочных расчетах принимается kс=0,8

Выбираем трансформаторы ТМ-160/10 с номинальной мощностью 160 кВА.

Обозначение типа ТМ-160/10:

Т - трехфазный;

М - масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла и воздуха;

160 - номинальная мощность трансформатора, кВА;

10 - класс напряжения обмотки высокого напряжения, кВ.

8.3.3 Выбор оборудования ЗРУ 10 кВ

Распределительные устройства напряжением 3-20 кВ сооружаются обычно внутри здания и называются закрытыми распредустройствами (ЗРУ).

ЗРУ должны обеспечивать надежность работы электроустановки (выполняется при правильном выборе и расстановке электрооборудования в соответствии с ПУЭ), удобство и безопасность обслуживания (неизолированные токоведущие части помещаются в камеры или ограждаются), пожарную безопасность (здание ЗРУ сооружается из огнестойких материалов), экономичность применения.

Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями.

В целях упрощения эксплуатации и ремонта выключателей применяем камеры с выключателями, расположенными на выкатной тележке, - ячейки комплектного распределительного устройства (КРУ)

Основными ячейками ЗРУ являются: вводные, секционные, отходящих линий, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд.

Следует выбрать:

Ячейки КРУ (вводных выключателей, секционных выключателей и разъединителей, отходящих линий, трансформаторов напряжения, трансформаторов собственных нужд);

Выключатели;

Трансформаторы тока;

Трансформаторы напряжения;

Предохранители;

Кабельные линии;

Ограничители перенапряжения.

Выбираем ячейки КРУ серии К-104М.

Токи ячеек вводных выключателей:

(8.13)

Ток ячеек секционных разъединителей и выключателей равен половине тока ячейки вводного выключателя:

.

Ток для ячейки отходящей линии к АД:

АД 320:

А. (8.14)

Ток линии, отходящей к ТСН:

(8.15)

Токи линий, отходящих к цеховым трансформаторам:

, (8.16)

Для выбора кабелей определим токи в нормальном режиме:

(8.17)

Тепловой импульс тока определяется по (8.10). Ячейки К-104М комплектуются вакуумными выключателями ВБКЭ-10 с tоткл = 0,05с.

Предохранители для трансформаторов собственных нужд выбираются по напряжению сети, номинальному току и току отключения (по 8.7, 8.8), трансформаторы напряжения - по напряжению сети.

Таблица 8.4-Выбор оборудования ЗРУ 10 кВ

8.4 Выбор сечений кабельных линий 10кВ

Выбор сечений кабелей 10 кВ производится по трем критериям, окончательное сечение выбирается по наибольшему из трех:

- по экономической плотности тока:

Fэк = мм2; (8.18)

- по нагреву

Imax<Iдл.доп.

,

- по термической стойкости

Fmin = . I . , мм2. (8.19)

При длине кабеля менее 100 метров выбор по экономической плотности не производится.

Для примера выбираем питающий кабель для АД:

Мощность одного АД равна 320 кВт

А;

1)По экономической плотности тока:

Принимаем кабель марки ААШв (Кабель с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифольным раствором) 3х16 мм2.

2)По условию нагрева:

Iдд =75 А >20,5 А;

Принимаем кабель ААШв 3х16, ток Iдд = 75 А.

3)По термической стойкости:

Fmin = . I . = мм2.

Ближайшее стандартное сечение 70 мм2.

Окончательно принимаем кабель марки ААШв 3х70 мм2, Iдд = 165 А.

Аналогичным образом производятся дальнейшие расчеты. Результаты выбора сведены в таблице 8.5

Таблица 8.5 - Выбор сечения кабельных линий

9 Расчёт уровней напряжения

Электрическая энергия, вырабатываемая источниками питания и предназначенная для работы электроприемников, должна иметь такие качественные показатели, которые определяют надежность и экономичность их работы. Качественные показатели электроэнергии нормируются государственными стандартами. На эти нормы ориентированы технические условия работы электроприемников, выпускаемых промышленностью.

Согласно ГОСТ 13109-97 отклонения напряжения допускаются в пределах:

- на зажимах приборов электрического освещения от 2,5 до +5 % от номинального напряжения;

- на зажимах электродвигателей от -5 до +5 %;

- на зажимах остальных электроприемников 5 %.

Для того, чтобы скомпенсировать отклонение (потери) напряжения, все цеховые трансформаторы снабжаются специальными устройствами ПБВ (переключение без возбуждения) для изменения коэффициента трансформации. Все трансформаторы имеют 5 ступеней переключения по 2,5% каждая, что позволяет регулировать напряжение в пределах 5 %. Трансформаторы ТДН 16000/110 напряжением 115/10,5 кВ имеют устройство РПН 16 % (9 ступеней по 1,78 %).

Нашей задачей является определение пределов регулирования на трансформаторах ГПП. Для этого необходимо определить отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ ТП, от которых питаются электроприемники завода.

На рисунке 9.1 показана схема для расчёта уровней напряжения.

Рисунок 9.1 - Схема для расчёта уровней напряжения

Напряжение питания на вводе ГПП в период максимальных нагрузок составляет 110 кВ, что соответствует отклонению напряжения в сети 110 кВ на 0 %.

Нагрузка ГПП составляет Smax=16,091/2=8,045 МВА при cos= 0,98.

Потеря напряжения в трансформаторах в режиме максимальных нагрузок определяется по формуле:

, (9.1)

где - соответственно активное и реактивное сопротивления трансформаторов ГПП.

Активное сопротивление трансформатора

Ом, (9.2)

где - мощность короткого замыкания трансформатора (паспортные данные), МВт.

Реактивное сопротивление трансформатора

Ом (9.3)

где - напряжение короткого замыкания трансформатора (паспортные данные), %.

Тогда

%.

Аналогично определяем потери напряжения в цеховых трансформаторах. Сопротивления трансформаторов:

а) ТМЗ-1000/10 (9.4)

б) ТМЗ-630/10 (9.5)

9.1 Расчёт отклонений напряжения в режиме максимальных нагрузок

Результаты расчета потерь напряжения цеховых ТП сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Потери напряжения в цеховых трансформаторах

Потери напряжения в воздушных линиях 110 кВ определяются по выражению:

, (9.6)

где - расчетный максимальный ток линии, А;

- активное и реактивное сопротивления линии соответственно, Ом/км;

- длина линий, км;

cosц - коэффициент мощности нагрузки, о.е.

Потери напряжения в кабельных линиях 10 кВ определяются по выражению:

, (9.7)

где - расчетный максимальный ток линии, А;

- активное и реактивное сопротивления линии соответственно, Ом/км;

- длина линий, км;

cosц - коэффициент мощности нагрузки каждого цеха, о.е.

Параллельно проложенные кабельные линии учитываются уменьшением сопротивления линий в соответствующее число раз.

Расчет потерь напряжения в кабельных линиях сводится в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 - Потери напряжения в кабельных линиях 10 кВ

Уровень напряжения на зажимах электроприемников , %, в режиме максимальных нагрузок определяется по выражению:

, (9.8)

где - потери напряжения в трансформаторах ГПП, кабельных линиях и трансформаторах ТП, %;

- ступень регулирования трансформаторов ГПП и ТП соответственно, %.

Трансформаторы ГПП и ТП ставим на нулевую ступень регулирования, что соответствует = +5 %, = +5 %.

Для выбора положения ответвлений трансформаторов ГПП составляем таблицу 9.3.

Таблица 9.3 - Расчет отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП в режиме максимальных нагрузок

В режиме максимальных нагрузок отклонение напряжения превышает допустимое значение. Поэтому необходимо встречное регулирование напряжения на ГПП с помощью РПН. Для доведения напряжения до допустимого ставим регулятор на вторую ступень, что дает нам -3,56 %. В итоге получаем следующие уровни напряжения, %:

Таблица 9.4 - Уровень напряжения на шинах ТП с учетом регулировки

9.2 Расчёт отклонений напряжения в режиме минимальных нагрузок

При расчёте потерь напряжения в трансформаторах и кабелях, за минимальную нагрузку принимается нагрузка равная 0,25Рр или 0,25Iр.

Расчёт отклонений напряжения в режиме минимальных нагрузок сводим в таблицу 9.5.

Таблица 9.5 - Расчет отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП в режиме минимальных нагрузок

В режиме минимальных нагрузок отклонение напряжения превышает допустимое значение. Для доведения напряжения до допустимого принимаем четвертую ступень положения РПН на ГПП, что дает нам 4 (-1,78) = -7,12 %. В итоге получаем следующие уровни напряжения, %:

Таблица 9.6 - Уровень напряжения на шинах ТП с учетом регулировки

10 Канализация электрической энергии

Питание ТП, расположенных на территории завода осуществляется кабельными линиями напряжением 10 кВ марки ААШв.

Основным достоинством кабельной канализации является то, что она не требует больших площадей на территории предприятия и может быть выполнена в любых природных и атмосферных условиях: на воздухе, в загрязненной среде, при сильных ветрах и гололеде.

Недостатком является большая стоимость и трудоемкость сооружения. Трасса кабельных линий выбирается с учетом наименьшего расхода кабелей и наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, перегрева и от повреждений при возникновении дуги в соседнем кабеле.

При размещении кабелей, по возможности нужно избегать перекрещивания их друг с другом, с трубопроводами и другими всевозможными коммуникациями. Способ прокладки выбирается в зависимости от количества кабелей, от условий трассы, от степени загрязненности почвы и т.п.

В зависимости от этих условий кабели по территории предприятия прокладываются в земляных траншеях или кабельных сооружениях: туннелях, блоках, эстакадах, галереях, каналах и др.

При проектировании кабельных сетей должны соблюдаться нормированные максимально-допустимые разности уровней установки их концевых заделок согласно СН 85-74. При изгибах кабеля следует соблюдать минимально-допустимые кратности радиусов внутренней кривой изгиба кабелей по отношению к их наружному диаметру. Кратность радиуса изгиба зависит от конструкции кабелей, для выбранной марки:

=2,5d,

где d - наружный диаметр кабеля.

При проектировании необходимо строго соблюдать мероприятия по экономии силовых и контрольных кабелей и не допускать завышения потребности в них. Спецификации и заявки на кабели должны составляться по очередям ввода отдельных цехов и производств предприятия, во избежании длительного не использования кабелей и хранения их на складах. В тоже время кабельные сооружения необходимо рассчитывать на дополнительную прокладку кабелей (не менее 20 %) на случай роста электрических нагрузок и присоединений дополнительных потребителей электроэнергии. Кабельные линии для потребителей I-й категории, идущие от разных источников, прокладываются по отдельным трассам, изолированным одна от другой (на случай пожара).

На проектируемом предприятии используется два способа кабельной канализации: прокладка в земляной траншее и прокладка на эстакадах.

10.1 Прокладка кабелей на эстакадах

При больших потоках кабелей целесообразно применять открытые эстакады, сооруженные специально для кабелей или же прокладывать кабели на общих эстакадах с технологическими коммуникациями.

При применении эстакад учитываются условия окружающей среды, вибрация сетей и сооружений, используемых для прокладки кабелей.

Прокладка кабелей на эстакадах целесообразна на заводах, территории которых насыщены различными подземными коммуникациями, а также на предприятиях с большой агрессивностью почвы, воздействующей на оболочки кабелей. Выбор трассы кабельных эстакад производится одновременно с выбором всех других коммуникаций. Полоса отчуждения под кабельную эстакаду принимается равной ширине эстакады плюс по 1 м в обе стороны от нее. В этой полосе не допускается выполнять земляные работы. Пролеты между опорами эстакад на прямых участках обычно принимается 12 м.

Наименьшая высота кабельной эстакады и галереи в проезжей части территории промышленного предприятия должна приниматься из расчета возможности прокладки нижнего ряда кабелей на уровне не менее 2,5 м от отметки земли.

Опыт эксплуатации кабелей, проложенных на технологических или специальных эстакадах, показал высокую их надежность и более удобную эксплуатацию по сравнению с подземными прокладками в траншеях или каналах. Аварийность кабелей, проложенных на эстакадах, также уменьшается. Обеспечивается независимость работ по прокладке кабелей от сооружения других коммуникаций на предприятии.

10.2 Прокладка кабелей в траншее

Прокладка кабелей в траншее является наиболее простой и дешевой. Она экономичнее также и по расходу цветного металла, так как пропускная способность кабелей наибольшая при прокладке в земле (если не считать прокладки в воде).

Кабели, проложенные в земляных траншеях на промышленных предприятиях, при выполнении земляных работ часто повреждаются, и перерыв в питании наносит значительный ущерб предприятию. Поэтому прокладку больших потоков кабелей в траншеях всемерно ограничивают. Согласно ПУЭ не следует прокладывать в одной траншее более 6 кабелей на напряжение 10 кВ. При большом числе кабелей предусматриваются две параллельно идущие траншеи с расстоянием между ними 1,2 м, если условия трассы это позволяют.

Для защиты от механических повреждений кабели прокладывают на кабельной подушке: просеянная земля или песок и покрывается кирпичом или бетонными плитами.

Глубина прокладки кабеля от поверхности земли равна 0,7 м. При прокладке кабеля на меньшей глубине 0,5 м, например, при вводе в здание, кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений, то есть в виде металлической трубы. Расстояние между силовыми кабелями 10 кВ равно 100 мм. Расстояние от силовых кабелей, прокладываемых вдоль различного рода зданий равно 0,6 м до фундамента, 0,5 м до трубопроводов, 2 м до тепловых трасс. Кабели в траншеях укладываются волнообразно, вследствие температурных деформаций и возможных смещений почвы.

11 Измерения и учет электроэнергии

11.1 Общие требования

Измерение электрических величин на промышленных предприятиях обеспечивает:

1) Контроль технологического процесса;

2) контроль за соблюдением установленного режима работы;

3) контроль качества получаемой или вырабатываемой электроэнергии;

4) контроль состояния изоляции в сетях с изолированной нейтралью;

5) условия, позволяющие персоналу быстро ориентироваться при аварийных режимах.

11.1.1 Измерительные приборы

Средства измерения электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) класс точности измерительных приборов должен быть не хуже 2,5;

2) пределы измерительных приборов должны выбираться с учётом возможных наибольших отклонений измеряемых величин от номинальных значений.

Измерительные приборы, как правило, устанавливаются в пунктах, откуда осуществляется управление.

Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования. В цепях переменного трёхфазного тока следует измерять ток одной фазы.

Измерение напряжения должно производиться на секциях сборных шин, которые могут работать раздельно. В трёхфазных сетях измеряется одно междуфазное напряжение, допускается установка одного прибора с переключением на несколько точек измерения.

Измерение мощности должно производиться в цепях понижающих трансформаторов (напряжением 110 кВ - активной мощности). Оно производится со стороны низшего напряжения.

В сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной нейтралью, как правило, должен выполняться автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз (или полюса) ниже заданного значения, с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

11.1.2 Учёт электроэнергии

Учёт электроэнергии может быть расчётным и техническим.

Расчётным называется учёт выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчёта за неё. Счётчики, устанавливаемые для такого учёта, называются расчётными счётчиками.

Техническим (контрольным) называется учёт для контроля расхода электроэнергии внутри подстанций, предприятий и т.д. Счётчики, устанавливаемые для такого учёта, называются техническими счётчиками.

Учёт активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

1) отпущенной потребителям из электрической сети;

2) потреблённой на собственные нужды подстанций;

3) переданной в другие энергосистемы или полученной от них.

Кроме того, учёт активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

1) определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжения энергосистемы;

2) составление балансов электроэнергии для хозрасчётных подразделений энергосистемы;

3) контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии.

Учёт реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от энергоснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчёты или контроль заданного режима работы компенсирующих устройств.

Расчётные счётчики активной энергии на подстанции должны устанавливаться:

1) на каждой отходящей ЛЭП, принадлежащей потребителям;

2) на трансформаторах собственных нужд;

3) на вводе ЛЭП в подстанцию при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы.

Счётчики реактивной энергии должны устанавливаться:

1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счётчики активной энергии для потребителей, рассчитывающихся за реактивную энергию с учётом разрешённой к использованию реактивной мощности;

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

Учёт активной и реактивной энергии трёхфазного тока должен производиться с помощью трёхфазных счётчиков. Класс точности расчётных счётчиков для трансформаторов мощностью 16 МВА должен быть не хуже 1,0, для прочих объектов учёта - не хуже 2,0. Класс точности счётчиков реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счётчиков активной энергии.

Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчётных счётчиков должен быть не более 0,5, для присоединения технических счётчиков - не более 1,0.

Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стеснённом для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 00С (в помещениях КРУ, на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жёсткую конструкцию).

11.1.3 Вторичные цепи

Для присоединения измерительных приборов следует применять контрольные кабели с алюминиевыми жилами. Кабели с медными жилами используются только во вторичных цепях подстанций 330 кВ и выше и во взрывоопасных зонах классов ВI и ВIа.

По условию механической прочности жилы контрольных кабелей должны иметь сечение не менее 4 мм2 (для алюминия).

11.2 Выбор измерительных приборов

Трансформаторы тока и напряжения на ГПП были выбраны в главе 8.

Таблица 11.1 - Установка контрольно-измерительной аппаратуры на ГПП

11.2.1 Проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока проверяются по условию (10.8).

Трансформаторы тока могут работать в классах точности 0,2; 0,5; 1; 3 и 10. Класс точности 0,2 используется для подключения точных лабораторных приборов, 0,5 - для подключения расчётных счётчиков, 1 - технического учёта электроэнергии, 3 и 10 - для релейной защиты.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z2 r2.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока равна:

(11.1)

где rприб - сопротивление приборов,

rпр - сопротивление соединительных проводников,

rK - переходное сопротивление контактов.

Сопротивление приборов определяется:

(11.2)

где Sприб - номинальная мощность прибора,

I2 = 5А - вторичный ток трансформатора тока.

Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводников зависит от их длины и сечения.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, должно выполняться условие:

rприб + rпр + rК ? zном.2. (11.3)

Отсюда:

rпр = zном.2 - rприб - rК. (11.4)

Сечение проводников:

(11.5)

где - удельное сопротивление жилы контрольного кабеля (для алюминия = 0,0283 Омм),

Lрасч - расчётная длина контрольного кабеля (для ориентировочных расчётов можно принять: для ОРУ-110 - 75-100 м, для цепей РУ-10 - 2-4 м).

Выбираем контрольные кабели марки АКВВГ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная оболочка, поливинилхлоридная изоляция, небронированные).

Результаты расчёта приведены в таблице 11.2.

Таблица 11.2 - Проверка трансформаторов тока ГПП по вторичной нагрузке

11.2.2 Проверка трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения проверяются по условию (8.11). Они могут работать в классах точности 0,2; 0,5; 1 и 3.

Суммарная нагрузка всех измерительных приборов, подключённых к трансформатору напряжения, определяется по выражению:

(11.6)

где Sприб - мощность потребляемая прибором;

cosцприб и sinцприб - коэффициенты мощности прибора.

Выбираем контрольные кабели АКВВГ.

Результаты проверки приведены в таблице 11.3

Таблица 11.3 - Проверка трансформаторов напряжения на ГПП по вторичной нагрузке

12 Заземление и молниезащита ГПП