Применение системы автоматизированного коммерческого учета электроэнергии для анализа и снижения потерь в сетях

Задание на бакалаврскую.doc

Сумский государственный университет
Факультет физико-технический Кафедра электроэнергетики
Специальность 6.000008 – Энергетический менеджмент
профилизация «Электроэнергетические системы»
Зав. кафедрой электроэнергетики
на выпускную работу бакалавра
(Фамилия имя отчество)
Название этапов работы
Срок выполнения этапов работы

Бакалаврская с рамкой.doc

Пояснительная записка 41 л. 3 рис. 9 табл. 2 приложения 8 источников.
Цель работы: выбор первичных преобразователей для АСКУЭ расчет потерь мощности в электрических сетях и разработка мероприятий по их уменьшению.
Ключевые слова: АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ТРАНСФОРМАТОР ПОТЕРИ МОЩНОСТИ КОНДЕНСАТОРНАЯ УСТАНОВКА РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ.
Техническое задание 2
2 Построение АСКУЭ предприятия8
3 Основные функции программного обеспечения АСКУЭ9
Выбор первичных преобразователей для АСКУЭ11
2 Расчет токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 6 кВ
подстанции ГПП-4 для выбора трансформаторов тока11
3 Выбор трансформаторов тока14
4 Выбор трансформаторов напряжения17
Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансфор-
маторах главных понизительных подстанций и линиях
электропередач 110 кВ.20
1 Трансформаторы применяемые на главных понизительных
2 Расчет суточных потерь электроэнергии в линии 110 кВ
ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т20
3 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах за
Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнер-
1 Классификация мероприятий по снижению потерь мощности
2 Выбор схемы подключения конденсаторных установок29
3. Расчет снижения потерь от установки автоматических
конденсаторных установок по стороне 04 кВ в подстанциях
цеха по производству двуокиси титана 30
4 Описание конденсаторной установки для компенсации
реактивной мощности36
5 Расчет сопротивления разрядных резисторов
конденсаторной установки37
6Выбор вводного автоматического выключателя
7Определение сечения кабеля для подключения
конденсаторной установки38
Открытое акционерное общество «Сумыхимпром» является крупным потребителем энергоресурсов в том числе электроэнергии. С распадом плановой экономики закончилась эпоха практически неограниченных и дешевых энергоресурсов когда их доля в себестоимости продукции составляла всего лишь несколько процентов. На сегодняшний день из-за многократного удорожания энергоресурсов их доля в себестоимости продукции для предприятия резко возросла и по электроэнергии составляет 20-25%. Фактор высокой стоимости обусловил в последние годы кардинальное изменение отношения к организации учета электроэнергии снижению потерь в сетях предприятия экономии в технологических процессах
Экономические условия «вчерашнего дня» порождали приблизительный неточный и условный энергоучет который очень грубо отражал реальные процессы потребления электроэнергии. Это проявлялось в частности в применении примитивного одноставочного тарифа за электроэнергию. Этот тариф аппроксимировал сложный реальный график электропотребления предприятия прямоугольником с одним индивидуальным параметром: мощностью усредненной за расчетный период или период измерения (по величине расхода электроэнергии за период измерения которую фиксировал индукционный электросчетчик средняя мощность определялась делением этой величины на длительность периода измерения).
В целом для приборного учета «вчерашнего дня» характерны:
а) грубая аппроксимация реального процесса энергопотребления выражающаяся в фиксации только итоговых накопленных результатов измерения за расчетный период
б) неполнота и фрагментарность энергоучета;
в) низкая точность и достоверность учета обусловленная как устаревшими методами и средствами измерения так и человеческим фактором визуального съема показаний приборов («ошибка списывания показаний»)
г) несинхронизированность учета вызванная неодновременным характером съема показаний территориально разнесенных счетчиков электроэнергии;
д) малая информативность и трудоемкость энергоучета в силу ручного характера сбора и обработки измерительных данных;
е) невозможность оперативного отслеживания за потребляемой активной и реактивной мощностью с целью вмешательства в этот процесс.
Энергоучет «вчерашнего дня» не может устроить сегодня наше предприятие. Под давлением рынка наше предприятие вынуждено искать альтернативных поставщиков электроэнергии и в настоящее время получена лицензия на покупку электроэнергии непосредственно на оптовом рынке электроэнергии. Одним из условий работы на энергорынке является создание на предприятии автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии — АСКУЭ. При создании современной АСКУЭ наше предприятие сможет полностью контролировать процесс потребления электроэнергии будет иметь возможность гибко переходить к разным тарифным системам минимизируя свои энергозатраты а также контролировать энергопотребление субабонентов.
Одной из важных функций АСКУЭ является возможность оперативного контроля за потреблением реактивной мощности с целью вмешательства в этот процесс – включение и отключение батарей статических конденсаторов и регулирование тока возбуждения синхронных двигателей. Оптимизация потребления реактивной мощности позволит уменьшить потери в сетях предприятия улучшить качество электроэнергии снизить плату за потребленную электроэнергию.
Для электроснабжения производственных цехов предприятие имеет три главных понизительных подстанции (ГПП) 1106 кВ. ГПП-1 и ГПП-3 запитаны от подстанций (ПС) «Сумы» и «Сумы - Северная» 330110 кВ ГПП-4 питается только от ПС «Сумы» по двум тупиковым линиям. На каждой
В соответствии с Правилами устройства электроустановок [1] учет должен производиться на границе балансовой принадлежности сетей но так как на ГПП нет места для установки измерительных трансформаторов по стороне 110 кВ то по согласованию с поставщиком учет электроэнергии организовывается по стороне 6 кВ. Потери в силовых трансформаторах определяются расчетным путем что является недостатком данной системы.
2 Построение АСКУЭ предприятия.
Для построения используем двухуровневую схему АСКУЭ:
Нижний уровень — измерительные трансформаторы тока и напряжения и подключенные к ним электронные счетчики «Indigo+» осуществляющие измерение расхода электроэнергии по точкам учета и накопление обработку передачу данных в верхний уровень. Счетчики установлены по всем вводам 6 кВ ГПП-1 ГПП-3 ГПП-4 а также на ячейках распредустройств 6 и 04 кВ субабонентов. Класс точности счетчиков «Indigo+» по учету активной энергии–1 по учету реактивной энергии – 2.
Верхний уровень - компьютер-сервер со специализированным программным обеспечением АСКУЭ осуществляющий сбор информации со счетчиков и итоговую обработку этой информации. Нижний уровень АСКУЭ связан с верхним уровнем каналами связи. Для передачи информации о количестве потребленной электроэнергии и режимах потребления энергоснабжающей организации предусматривается также канал связи с доступом к серверу АСКУЭ.
3 Основные функции программного обеспечения АСКУЭ
–Контроль текущих значений параметров электропотребления (токи и напряжения по фазам cos асимметрия тока и напряжения активная реактивная и полная мощности частота сети) по одному присоединению.
–Измерение вычисление формирование архивирование просмотр и печать в графическом и табличном виде суточных графиков 30-ти минутных значений электроэнергии (потребление и генерация активной и реактивной электроэнергии) с данного счетчика или группы счетчиков.
–Измерение вычисление формирование архивирование просмотр максимумов фиксированной 30-ти минутной мощности в часы действия лимитов потребления электроэнергии (потребление и генерация активной и реактивной электроэнергии) с меткой времени.
–Вычисление формирование архивирование просмотр средних и минимальных коэффициентов мощности (cos φ) в часы действия лимитов потребления электроэнергии.
–Вычисление и формирование ведомости об электропотреблении за выбранный расчетный период со счетчика или группы счетчиков по выбранному закону группирования с возможностью вывода ведомости экономического эффекта при внедрении трехтарифного учета.
–Формирование по измерениям и вычислениям архивирование ведомости по текущим значениям электропотребления (активная и реактивная – потребление и генерация) по выбранному счетчику.
–Вычисление формирование архивирование ведомости электропотребления (активная – потребление генерация; реактивная – потребление генерация) и мощности за 30-ти минутный период интеграции за выбранный промежуток времени по выбранному счетчику или группе счетчиков.
–Ежемесячное определение фактического небаланса и его нормирование с целью организации контроля за точностью средств учета электроэнергии и норм потерь в элементах системы электроснабжения.
–Анализ характера электропотребления за указанный период на основании графиков представленных в табличном виде с возможностью выбора информации за указанный период времени по указанному типу мощности (активная реактивная: потребление генерация) в любой указанной зоне (ночная пиковая полупиковая) по указанной границе изменений 30-минутной мощности. А также по любому из статусов флагов по следующим параметрам электропотребления:
активная реактивная энергии: потребление-генерация;
активная реактивная мощность: потребление-генерация;
расход электроэнергии по 4-м квадрантам;
признаки произошедших событий (статус флаги): факт синхронизации времени счетчика сброс (и сохранение) максимумов снижение напряжения батареи отсутствие трех фаз программирование временидаты реверсный ток отсутствие напряжения в фазах А В С (пофазно) программирование конфигурации счетчика.
–Просмотр суточных графиков в графическом виде: активная мощность (потребление генерация) реактивная мощность (потребление генерация).
ВЫБОР ПЕРВИЧНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ДЛЯ АСКУЭ
Первичными преобразователями для сбора информации являются измерительные трансформаторы которые предназначены для преобразования тока и напряжения до значения удобного для измерения и обеспечивают безопасность при работе с измерительными приборами и реле поскольку цепи высокого и низкого напряжения разделены.
Согласно ПУЭ [1] трансформаторы тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должны быть класса точности не более 05. Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности. При максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной нагрузке присоединения должен составлять не менее 40% номинального тока счетчика а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5%.
Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения должны быть такими чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 025% номинального напряжения. Сечение жил токовых цепей проводов выполненных из меди должно быть не менее 25 мм2.
2 Расчет токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 6 кВ подстанции ГПП-4 для выбора трансформаторов тока
Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Исходные данные для расчета токов КЗ на шинах 6 кВ ГПП-4
Сопротивление энергосистемы Хс Ом
Тип силового трансформатора
Схема замещения сети приведена на рис. 2.1 где
Рисунок 2.1 - Схема замещения сети.
Х1 – сопротивление энергосистемы;
Х2 – сопротивление ЛЭП;
Х3– сопротивление трансформатора;
Х4 – сопротивление реактора.
За базовую ступень принимаем напряжение 115 кВ на шинах энергосистемы. Рассчитываем сопротивления элементов схемы замещения приведенные к напряжению 115 кВ.
Сопротивление энергосистемы:
Сопротивление линии - по [2] линия 110 кВ выполненная проводом АС15019 имеет сопротивление хл = 416 Ом 100 км:
Х2 = 416 · 0033 = 14 Ом.
Трансформатор ТРДН 4000011066 имеет две расщепленные обмотки 6 кВ которые работают раздельно. Ввиду того что обмотка высокого напряжения располагается между ветвями расщепленной обмотки низкого напряжения индуктивное сопротивление ее можно считать равным нулю [2] поэтому:
по [2] Хтр = 348 Ом тогда
Х3 = 2 · 348 = 696 Ом.
Индуктивное сопротивление реактора РБГ-10-2500-014 приведенное к напряжению 63 кВ составляет 014 Ом. Приведенное к напряжению 115 кВ сопротивление реактора:
Х4 = Хреакт · (Uб Uнн)2 (2.3)
Х4 = 014 · (115 63)2 = 466 Ом.
Суммарное сопротивление до точки КЗ:
ХΣ =Х1 + Х2 + Х3 +Х4 (2.4)
ХΣ = 36 + 14 + 696 + 466 = 1212 Ом.
Ток КЗ по стороне 110 кВ:
Действительный ток КЗ по стороне 6 кВ:
3 Выбор трансформаторов тока
Существующие трансформаторы тока не подходят для учета электроэнергии так как имеют завышенный коэффициент трансформации 30005 а номинальный ток обмотки низкого напряжения трансформатора 1820А. Поэтому для коммерческого учета с целью уменьшения погрешности измерения необходимо выбрать и установить дополнительные трансформаторы тока.
Трансформаторы тока выбираются:
по напряжению установки:
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
kэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока.
по термической стойкости:
где:Bk - тепловой импульс по расчету;
kт - кратность термической стойкости по каталогу;
tт – время термической стойкости по каталогу;
по вторичной нагрузке:
где: z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Для подключения счетчиков выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ-10 20005 (трансформатор тока шинный литой). Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется стойкостью шин и поэтому выбранные трансформаторы на электродинамическую стойкость не проверяются.
Сравнение расчетных и каталожных данных для выбора приведено в таблице 2.2. Каталожные данные трансформаторов тока приведены в [3].
Таблица 2.2 – Выбор трансформаторов тока
Индуктивное сопротивление токовых цепей нагрузки невелико поэтому z2 » r2. Вторичная нагрузка r2 состоит из сопротивления счетчика rсч соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rк:
r2 = rсч + rпр + rк. (2.6)
Сопротивление токовой цепи счетчика «Indigo+» определяется по выражению:
гдеSсч– мощность потребляемая токовой обмоткой счетчика;
I2 – вторичный номинальный ток счетчика.
Сопротивление контактов принимается 005 Ом так как к трансформатору тока подключается только один счетчик.
Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:
где: ρ – удельное сопротивление материала проводников (медь – 00175ом· мм2 м);
S – площадь поперечного сечения проводника.
r2 = 008+ 004 + 005 = 017 Ом.
Таким образом сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока находится в пределах допустимого для класса точности 05.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
по напряжению установки:
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке
На ГПП-4 установлены трансформаторы напряжения типа НТМИ-6-66 с номинальной мощностью в классе 05 Sном = 75 ВА в классе 3 Sном = 300 ВА и Sмах = 640 ВА с соединением обмоток Y Δ. Эти трансформаторы служат для питания цепей напряжения счетчиков релейной защиты сигнализации замыкания на землю в сети 6 кВ.
Проверим загрузку трансформаторов чтобы выяснить работают ли они в классе 05. Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения одной секции приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.
Мощность S обмотки ВА
Таким образом существующие трансформаторы напряжения не только не подходят для коммерческого учета но даже не соответствуют требованиям технического учета так как нагрузка превышает допустимую для класса 3.
Поэтому для коммерческого учета устанавливаем дополнительные трансформаторы напряжения типа НОМ-6 с коэффициентом трансформации 6000100 класса точности 05 при S = 50 ВА которые будут питать только счетчики «Indigo+». При этом также уменьшится нагрузка на трансформаторы НТМИ что улучшит точность технического учета.
Трансформаторы НОМ-6 в количестве 3включаем в полную звезду для уменьшения погрешностей измерений.
Для определения потери напряжения в проводах цепей напряжения определим соответствующий ток:
Провода для цепей напряжения выбираем медные сечением 15 мм2. Сопротивление проводов при расстоянии от трансформаторов напряжения до счетчиков l = 20 м составляет по формуле (3.8):
Потеря напряжения в проводах:
Таким образом потери напряжения не превышают допустимых по ПУЭ.
Схема подключения счетчиков «Indigo+» на ГПП-4 приведена на чертеже 2.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ И ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 кВ.
На ГПП-1 предприятия применяются трансформаторы типа ТРНДЦН на ГПП-3 и ГПП-4 типа ТРДН. Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформаторов.
Диспетчерское наименование
2 Расчет суточных потерь электроэнергии в линии 110 кВ ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т
При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход в дальнейшем будем называть потерями электроэнергии. Термин «потери электроэнергии» следует понимать как технологический расход электрической энергии при передаче по электрическим сетям – это сумма потерь электроэнергии в элементах сетей расход электроэнергии на собственные нужды подстанции и расход электроэнергии на плавку гололеда на воздушных линиях (ВЛ).
Величина потерь электроэнергии в каком-либо элементе сети существенно зависит от характера нагрузки и ее изменения в течение рассматриваемого периода времени. В линии работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности Р потери электроэнергии за время t составят [6]:
Если же нагрузка изменяется то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами. Наиболее точный метод расчета потерь электроэнергии ΔW – это определение их по графику нагрузок причем расчет потерь мощности производится для каждой ступени графика. Этот метод называется методом графического интерполирования. При расчете за каждый час получается почасовой расчет потерь электроэнергии.
Для многоступенчатого графика нагрузки с числом ступеней равным N потери электроэнергии и мощности для ступени i определяются по формуле:
После подсчета потерь мощности в каждом режиме получаем суммарные потери электроэнергии за сутки суммируя все потери при различных режимах[6]:
где Δti – длительность i-той ступени графика.
Потери активной мощности и электроэнергии в трансформаторе [6]:
где ΔРк и ΔРх – потери в меди и стали трансформатора соответственно;
Sном – номинальная мощность трансформатора.
Потери реактивной мощности [6]:
Потери активной электроэнергии за сутки:
Потери реактивной электроэнергии за сутки в трансформаторе:
Схема замещения участка сети от ПС «Сумы-Северная» до шин 6 кВ трансформатора 1Т ГПП-3 приведена на рис. 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема замещения сети.
Линия имеет длину l = 163 км выполнена проводом АС240. По таблице 7 приложения 1 [2] находим расчетные данные на 100 км воздушной линии:
Параметры схемы замещения линии:
Rл = 12 · 0163 = 196 Ом;
Хл = 401 · 0163 = 654 Ом;
Qс = 05 · 375 · 0163 = 305 кВАр.
Расчетная нагрузка подстанции в точке 2:
Sр2 = S2 + ΔSтр – j·Qс. (3.9)
Потери в линии электропередачи:
Мощность потребляемая от источника питания:
S1 = Sр2 + ΔSл – jQc . (3.11)
Суточный график нагрузки трансформатора 1Т за 6 апреля 2006 г. полученный с помощью системы АСКУЭ приведен на рис. 3.2.
Рисунок 3.2 – Суточный график нагрузки трансформатора.
Расчет потерь мощности и энергии в элементах сети приведен в таблице 3.2.
Анализируя таблицу можно сделать следующие выводы:
Потери электроэнергии за сутки в сети составляют 07 % от переданной потребителям эти потери главным образом состоят из потерь холостого хода трансформатора.
Снижение потерь может быть достигнуто за счет оперативного регулирования потребляемой реактивной мощности.
С 900 до 1900 целесообразно отключение части батарей конденсаторов так как за счет зарядной мощности линии нагрузка имеет емкостной характер что нежелательно.
Таблица 3.2 – Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторе и линии электропередачи.
Активная мощностьР2кВт
Реактивная мощность Q2 кВАр
Потери активной мощности в трансформаторе кВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе кВАр
Расчетная нагрузка подстанции Рр2
Расчетная нагрузка подстанции Qр2
Активные потери в линии Рл кВт
Реактивные потери в линии Qл кВт
Активная мощность потребляемая от источника кВт
Реактивная мощность потребляемая от источника кВАр
Количество активной электроэнергии переданное потребителям за сутки кВт час 1797652
Количество реактивной электроэнергии переданное потребителям за сутки кВАр час 15996
Потери активной энергии кВт час 1372786
3 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах за отчетный период
Данные о потреблении электроэнергии по каждому трансформатору полученные на основе системы АСКУЭ а также о количестве часов работы трансформаторов за март 2006 г. приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 Сведения о потреблении электроэнергии за расчетный период.
Количество часов работы Тп час
Количество часов работы под нагрузкой Тр час
Количество потребленной электроэнергии
реактивная WQф кВАр·ч
Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитаем в соответствии с [7].
Фактическая мощность трансформатора по данным фактического потребления активной и реактивной электроэнергии за расчетный период:
Коэффициент загрузки трансформатора:
Потери активной электроэнергии кВт·ч:
ΔWP = ΔWPxx + ΔWPкз = ΔРхх· Тп + Кз2 · ΔРкз ·Тр . (3.16)
Потери реактивной мощности трансформатора кВАр:
при коротком замыкании:
Потери реактивной электроэнергии кВАр·час:
ΔWQ = ΔWQxx + ΔWQкз = ΔQхх· Тп + Кз2 · ΔQкз ·Тр . (3.19)
Результаты расчетов приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Потери энергии в трансформаторах.
Анализируя данные таблиц 3.3 и 3.4 можно сделать следующие выводы:
Предприятие потребляет большое количество реактивной электроэнергии. Это связано с большим количеством асинхронных электродвигателей и малонагруженных понижающих трансформаторных подстанций 604 кВ а также недостаточной компенсацией реактивной мощности.
Наибольшее потребление реактивной энергии идет по ГПП-4 от которой запитаны энергоемкие цехи по производству двуокиси титана. Трансформаторные подстанции этих цехов имеют большой срок эксплуатации и батареи статических конденсаторов на них выведены из работы из-за выхода из строя конденсаторов. Поэтому необходимо установить в этих цехах новые конденсаторные батареи с автоматическим регулированием.
Имеет место низкий коэффициент загрузки трансформаторов ГПП (связанный с простоем многих цехов предприятия).
1 Классификация мероприятий по снижению потерь мощности и энергии
Мероприятия по снижению потерь мощности делятся на три группы [6]: организационные технические и мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии. Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии рассматривались в предыдущих разделах.
Технические мероприятия которые могут быть реализованы на предприятии в настоящее время без значительного вложения средств и быстро окупаются включают в себя установку батарей статических конденсаторов (БСК) для компенсации реактивной мощности вывод из эксплуатации малонагруженных трансформаторных подстанций и перевод электроснабжения потребителей на другие близлежащие подстанции.
2 Выбор схемы подключения конденсаторных установок
При компенсации реактивной мощности наиболее распространенными схемами подключения БСК являются [8]: централизованная групповая индивидуальная.
При централизованном подключении БСК по стороне 6 кВ обеспечивается компенсация реактивной мощности в питающей сети. Распределительные сети предприятия не разгружаются от реактивной мощности а следовательно и сохраняются потери в них электроэнергии.
При централизованном подключении БСК со стороны 04 кВ разгружаются от реактивной мощности сети 6 кВ а также трансформаторы та подстанциях. В цеховых же сетях 04 кВ сохраняются потери электроэнергии.
При групповом подключении когда БСК подключаются к цеховым сборкам от реактивной мощности разгружаются трансформаторы на подстанциях и распределительные сети 04 кВ но остаются потери электроэнергии в питающих шинах отдельных токоприемников.
Индивидуальная компенсация целесообразна только для крупных электроприемников имеющих большое число часов работы в году и наиболее отдаленных.
В условиях нашего предприятия нашли применение схемы централизованного подключения БСК по стороне 6 и 04 кВ.
3 Расчет снижения потерь от установки автоматических конденсаторных установок по стороне 04 кВ в подстанциях цеха по производству двуокиси титана №1
Электроснабжение цеха осуществляется от 1 и 2 секции ГПП-4 через центральный распределительный пункт (ЦРП) по магистральной схеме двумя кабельными линиями. Цех имеет четыре трансформаторные подстанции ТП27 ТП28 ТП29 ТП30 на каждой из которых установлены по два трансформатора типа ТМ 1000 604 кВ которые имеют параметры приведенные в таблице4.1 [2].
Таблица 4.1 – Параметры трансформатора ТМ 1000 604 кВ.
Схема электроснабжения и схема замещения одной ветви схемы приведена на чертеже 3.
В марте 2006 г. были произведены замеры мощности без компенсирующих устройств потребляемой цехом. Трансформаторы загружены примерно одинаково средняя нагрузка каждого из них соответственно:
Сопротивления кабельных линий 6 кВ приведены в таблице 4.2 в соответствии с [6] учитываем только активную составляющую.
Таблица 4.2 – Сопротивления кабельных линий 6 кВ.
Наименование кабельной линии
Обозначение на схеме замещения
Длина кабельной линии км
Удельное сопротивление Омкм
Рассчитаем потери активной и реактивной мощности в сети при отсутствии компенсирующих устройств. Мощность потерь трансформаторов подстанций равна:
Мощность перед трансформаторами подстанций:
Sпс = Sн + ΔS; (4.2)
Sпс = 235 + j256 + 342 + j2046 = 23842 + j27646 кВА.
Мощность в конце участка 5-6:
Sк5-6 = Sпс = 23842 + j27646 кВА.
Потери мощности на участке 5-6:
Мощность в начале участка 5-6:
Sн5-6 = Sк5-6 + ΔР5-6; (4.4)
Sн5-6 = 23842 + j27646 +0062 =238482 + j27646 кВА.
Мощность в конце участка 4-5:
Sк4-5 = Sн5-6 + Sпс ; (4.5)
Sк4-5 = 238482 + j27646 + 23842 + j27646 =476902 +j55292 кВА
Потери мощности на участке 4-5:
Мощность в начале участка 4-5:
Sн4-5 = Sк4-5 + ΔР4-5; (4.7)
Sн4-5 =476902 +j55292 + 025 =477152 + j55292 кВА.
Мощность в конце участка 3-4:
Sк3-4 = Sн4-5 + Sпс ; (4.8)
Sк3-4 = 477152 + j55292 + 23842 + j27646 =715572 + j82938 кВА.
Потери мощности на участке 3-4:
Мощность в начале участка 3-4:
Sн3-4 = Sк3-4 + ΔР3-4; (4.10)
Sн3-4 =715572 + j82938 + 056 =716132 + j82938 кВА.
Мощность в конце участка 2-3:
Sк2-3 = Sн3-4 + Sпс ; (4.11)
Sк2-3 = 716132 + j82938 + 23842 + j27646 =954552 +j110584 кВА.
Потери мощности на участке 2-3:
Мощность в начале участка 2-3:
Sн2-3 = Sк2-3 + ΔР2-3; (4.13)
Sн2-3 =954552 +j110584 + 694 =961492+ j110584 кВА.
Мощность в конце участка 1-2:
Sк1-2 = Sн2-3 + Sдр ; (4.14)
Sк1-2 = 961492+ j110584 + 1261 + j472 =2222482 +j157784 кВА.
Потери мощности на участке 1-2:
Мощность потребляемая от шин ГПП:
Sн1 = Sк1-2 + ΔР1-2; (4.16)
Sн1 =2222482 +j157784 + 454 =2227022+ j157784 кВА.
Ток в кабельной линии от ГПП-4 до ЦРП:
Рассчитаем потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях при установке по стороне 04 кВ конденсаторных установок и полной компенсации реактивной мощности (Sн = Рн) в сетях 04 кВ и ток в кабельной линии ГПП-4 – ЦРП. Расчет произведем по формулам (4.1) - (4.17).
Sпс = 235 + 271 + j1696 = 23771 + j1696 кВА.
Sк5-6 = Sпс =23771 + j1696 кВА.
Sн5-6 = 23771 + j1696 +0026 =237736 + j1696 кВА.
Sк4-5 = 237736 + j1696 + 23771 + j1696 = 475446 +j3392 кВА.
Sн4-5 =475446 +j3392 + 0107 =475553 + j3392 кВА.
Sк3-4 = 475553 + j3392 +23771 + j1696 =713263 + j5088 кВА.
Sн3-4 =713263 + j5088 + 024 =713287 + j5088 кВА.
Sк2-3 = 713287 + j5088 + 23771 + j1696 =950997 +j6784 кВА.
Sн2-3 =950997 +j6784 +2954 =953951 + j6784 кВА.
Sк1-2 = 953951+ j6784 + 1261 + j472 = 2214951 + j53984 кВА.
Sн1 =2214951 +j53984 + 3176 =2218127+ j53984 кВА.
Таким образом снижение активной мощности в трансформаторах и кабельных линиях 6 кВ в обеих ветвях схемы электроснабжения при компенсации реактивной мощности составляет:
ΔР = (2227022 – 2218127) · 2 = 1779 кВт
что дает экономию потребления электроэнергии за месяц:
ΔWP = ΔР · Т ; (4.18)
ΔWP = 1779 · 744 = 1323576 кВт·час.
Снижение тока в кабельной линии ГПП-4 – ЦРП составляет:
ΔI = 263 – 220 = 43 A.
Суточный график нагрузки по ГПП-4 до установки конденсаторных установок приведен в приложении А а с включенными конденсаторными батареями в приложении Б.
4 Описание конденсаторной установки для компенсации реактивной мощности
На подстанциях ТП27 – ТП30 устанавливаем автоматические конденсаторные установки типа УК-04-350-25-3У3 мощностью 350 кВАрноминальным напряжением 04 кВ чтобы обеспечить запас по компенсации реактивной мощности при увеличении нагрузки. Эти установки имеют 14 ступеней регулирования: 2 по 25 кВАр и 12 по 50 кВАр что позволяет точно ослеживать компенсацию реактивной мощности. Конденсаторы имеют мощность по 25 кВАр и соединены по схеме треугольник”.
Установки могут работать в режиме автоматического или ручного управления. Автоматическое управление осуществляется микропроцессорным регулятором. Для включения и отключения ступеней применяются пускатели типа ПМЛ4100.
5 Расчет сопротивления разрядных резисторов конденсаторной установки
При отключении конденсаторной установки от сети в ней остается электрический заряд напряжение которго в момент отключения примерно равно напряжению сети. Поэтому для безопасности конденсаторы необходимо разряжать.
Разрядное сопротивление определяется по формуле [8]:
где Uф – фазное напряжение сети кВ;
Q – мощность конденсатора кВАр.
Для конденсаторов мощностью 25 кВАр:
Принимаем стандартное значение 27 кОм.
6 Выбор вводного автоматического выключателя конденсаторной установки
Номинальный ток конденсаторной установки при включении всех ступеней:
Автоматический выключатель должен обеспечивать защиту от перегрузки при увеличении тока через конденсаторы более 130% номинального [8]:
Iуст. перегр = 13 Iном; (4.21)
Iуст. перегр = 13 · 506 = 658 А.
Принимаем Iуст. перегр = 660 А.
Ток уставки защиты от коротких замыканий принимается равным [8]:
Iуст. кз ≥ 2 Iном; (4.22)
Iуст. кз ≥ 2 · 506 = 1012А;
Принимаем Iуст. кз= 1100А.
Для защиты конденсаторной установки выбираем автоматический выключатель серии «Электрон» тип Э06С номинальный ток которого 1000А. Этот выключатель имеет полупроводниковый блок защиты который питается от встроенных трансформаторов тока. На блоке защиты с помощью переменных резисторов-регуляторов можно выставить отдельно уставки защиты от перегрузок и коротких замыканий которые рассчитаны выше.
7 Определение сечения кабеля для подключения конденсаторной установки
Номинальный ток конденсаторной установки рассчитанный ранее составляет 506 А. По [3] сечение алюминиевого кабеля проложенного в воздухе должно составлять не менее 300 мм2. Такой кабель очень трудно прокладывать в стесненных условиях существующей подстанции поэтому для подключения конденсаторной установки используем два кабеля сечением 185 мм2 включенных параллельно. Допустимый ток для них будет по [3]:
Iдоп = 2· 405 =810 А
что меньше номинального тока конденсаторной установки. Следовательно выбранные кабели подходят для подключения конденсаторной установки.
При выполнении работы были выбраны трансформаторы тока и напряжения для подключения счетчиков автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии. Для этого были рассчитаны токи короткого замыкания в сети 6кВ подстанции ГПП-4 уточнены номинальные токи в сети 6кВ.
При расчете нагрузки трансформаторов напряжения было выявлено что она превышает допустимую для работы в классе точности 05 и предложено использовать для системы АСКУЭ дополнительные трансформаторы напряжения типа НОМ.
На основе данных полученных системой АСКУЭ был выполнен расчет суточных потерь в линии 110 кВ ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т. По результатам расчета предложено оперативно регулировать потребляемую реактивную мощность в течении суток для избежания перекомпенсации.
Также был выполнен расчет и анализ потребления электроэнергии за месяц по всем подстанциям определены потери энергии в трансформаторах сделаны выводы о первоочередной необходимости компенсации реактивной мощности по ГПП-4.
Из мероприятий по снижению потерь в сетях выбраны наиболее приемлемые на сегодняшний день для предприятия: совершенствование учета электроэнергии регулирование суточного графика нагрузки установка автоматических конденсаторных батарей по стороне 04 кВ.
При расчете эффективности установки на подстанциях ТП27-ТП30 автоматических конденсаторных установок рассчитаны потери мощности в питающей сети до и после установки конденсаторов. Ожидаемая экономия электроэнергии при установке конденсаторов составит 13236 кВт·час.
Для защиты конденсаторной установки были выбраны автоматические выключатели серии «Электрон» определены сопротивления разрядных резисторов для разрядки конденсаторов.
Определены сечения кабелей для подключения конденсаторной установки.
Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоатомиздат 1986. - 46 с.
Петренко Л.И. Электрические сети. Сборник задач. – Киев «Вища школа” 1985 – 270 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат 1987. -648 с.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат 1990. -576 с.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат 1989.- 592 с.
Методика по визначенню втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач – Затверджено Міністерством енергетики України 18 лютого 1998 р.

Структурная схема.dwg

Дифференциальная защита реакторов
Трансфор- матор 40 МВА
Дифференциальная защита трансформатора
В перечне элементов указаны только вновь установленные элементы.
Схемы подключения счетчиков электроэнергии вводов II
IV секций выполнены анологично.
Данная схема выполнена для ввода 6 кВ I секции.
Реле обрыва фаз ЕЛ-11
Трансформатор напряжения
автомат и шинки напряжения
Выключатель автоматический АП-50-3М 6
Схема включения счетчиков "Indigo" на ГПП-4
Счетчик активной и реактивной электроэнергии "Indigo
Трансформатор напряжения НОМ-6-77У4
Трансформатор тока ТШЛ-10 20005
Реле контроля напряжения
Цепи напряжения счетчика "Indigo
Токовые цепи счетчика "Indigo
Устройство синхро- низации
ПКФ "Бытсервис" Ввод №1
ПКФ "Бытсервис" Ввод №2
АРМ расчетной группы
СумГУ группа ЭМзт-11С

Схема электроснабжения цеха.dwg

000008.04.БР.000.00 Э3
00000.8.04.БР.000.00 Э3
АСБ-6 4х(3х150) 430 м
Схема электроснабжения цеха в нормальном режиме
Схема замещения одной ветви сети
Схема электроснабжения цеха по производству двуокиси титана

Бакалаврская.doc

Пояснительная записка 41 л. 3 рис. 9 табл. 2 приложения 8 источников.
Цель работы: выбор первичных преобразователей для АСКУЭ расчет потерь мощности в электрических сетях и разработка мероприятий по их уменьшению.
Ключевые слова: АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ТРАНСФОРМАТОР ПОТЕРИ МОЩНОСТИ КОНДЕНСАТОРНАЯ УСТАНОВКА РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ.
Техническое задание 2
2 Построение АСКУЭ предприятия8
3 Основные функции программного обеспечения АСКУЭ9
ВЫБОР ПЕРВИЧНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ДЛЯ АСКУЭ11
2 Расчет токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 6 кВ
подстанции ГПП-4 для выбора трансформаторов тока11
3 Выбор трансформаторов тока14
4 Выбор трансформаторов напряжения17
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНС-
ФОРМАТОРАХ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
И ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 Кв 20
1 Трансформаторы применяемые на главных понизительных
2 Расчет суточных потерь электроэнергии в линии 110 кВ
ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т20
3 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах за
МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И
1 Классификация мероприятий по снижению потерь мощности
2 Выбор схемы подключения конденсаторных установок29
3. Расчет снижения потерь от установки автоматических
конденсаторных установок по стороне 04 кВ в подстанциях
цеха по производству двуокиси титана 30
4 Описание конденсаторной установки для компенсации
реактивной мощности36
5 Расчет сопротивления разрядных резисторов
конденсаторной установки37
6Выбор вводного автоматического выключателя
7Определение сечения кабеля для подключения
конденсаторной установки38
Открытое акционерное общество «Сумыхимпром» является крупным потребителем энергоресурсов в том числе электроэнергии. С распадом плановой экономики закончилась эпоха практически неограниченных и дешевых энергоресурсов когда их доля в себестоимости продукции составляла всего лишь несколько процентов. На сегодняшний день из-за многократного удорожания энергоресурсов их доля в себестоимости продукции для предприятия резко возросла и по электроэнергии составляет 20-25%. Фактор высокой стоимости обусловил в последние годы кардинальное изменение отношения к организации учета электроэнергии снижению потерь в сетях предприятия экономии в технологических процессах
Экономические условия «вчерашнего дня» порождали приблизительный неточный и условный энергоучет который очень грубо отражал реальные процессы потребления электроэнергии. Это проявлялось в частности в применении примитивного одноставочного тарифа за электроэнергию. Этот тариф аппроксимировал сложный реальный график электропотребления предприятия прямоугольником с одним индивидуальным параметром: мощностью усредненной за расчетный период или период измерения (по величине расхода электроэнергии за период измерения которую фиксировал индукционный электросчетчик средняя мощность определялась делением этой величины на длительность периода измерения).
В целом для приборного учета «вчерашнего дня» характерны:
а) грубая аппроксимация реального процесса энергопотребления выражающаяся в фиксации только итоговых накопленных результатов измерения за расчетный период
б) неполнота и фрагментарность энергоучета;
в) низкая точность и достоверность учета обусловленная как устаревшими методами и средствами измерения так и человеческим фактором визуального съема показаний приборов («ошибка списывания показаний»)
г) несинхронизированность учета вызванная неодновременным характером съема показаний территориально разнесенных счетчиков электроэнергии;
д) малая информативность и трудоемкость энергоучета в силу ручного характера сбора и обработки измерительных данных;
е) невозможность оперативного отслеживания за потребляемой активной и реактивной мощностью с целью вмешательства в этот процесс.
Энергоучет «вчерашнего дня» не может устроить сегодня наше предприятие. Под давлением рынка наше предприятие вынуждено искать альтернативных поставщиков электроэнергии и в настоящее время получена лицензия на покупку электроэнергии непосредственно на оптовом рынке электроэнергии. Одним из условий работы на энергорынке является создание на предприятии автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии — АСКУЭ. При создании современной АСКУЭ наше предприятие сможет полностью контролировать процесс потребления электроэнергии будет иметь возможность гибко переходить к разным тарифным системам минимизируя свои энергозатраты а также контролировать энергопотребление субабонентов.
Одной из важных функций АСКУЭ является возможность оперативного контроля за потреблением реактивной мощности с целью вмешательства в этот процесс – включение и отключение батарей статических конденсаторов и регулирование тока возбуждения синхронных двигателей. Оптимизация потребления реактивной мощности позволит уменьшить потери в сетях предприятия улучшить качество электроэнергии снизить плату за потребленную электроэнергию.
Для электроснабжения производственных цехов предприятие имеет три главных понизительных подстанции (ГПП) 1106 кВ. ГПП-1 и ГПП-3 запитаны от подстанций (ПС) «Сумы» и «Сумы - Северная» 330110 кВ ГПП-4 питается только от ПС «Сумы» по двум тупиковым линиям. На каждой
В соответствии с Правилами устройства электроустановок [1] учет должен производиться на границе балансовой принадлежности сетей но так как на ГПП нет места для установки измерительных трансформаторов по стороне 110 кВ то по согласованию с поставщиком учет электроэнергии организовывается по стороне 6 кВ. Потери в силовых трансформаторах определяются расчетным путем что является недостатком данной системы.
2 Построение АСКУЭ предприятия.
Для построения используем двухуровневую схему АСКУЭ:
Нижний уровень — измерительные трансформаторы тока и напряжения и подключенные к ним электронные счетчики «Indigo+» осуществляющие измерение расхода электроэнергии по точкам учета и накопление обработку передачу данных в верхний уровень. Счетчики установлены по всем вводам 6 кВ ГПП-1 ГПП-3 ГПП-4 а также на ячейках распредустройств 6 и 04 кВ субабонентов. Класс точности счетчиков «Indigo+» по учету активной энергии–1 по учету реактивной энергии – 2.
Верхний уровень - компьютер-сервер со специализированным программным обеспечением АСКУЭ осуществляющий сбор информации со счетчиков и итоговую обработку этой информации. Нижний уровень АСКУЭ связан с верхним уровнем каналами связи. Для передачи информации о количестве потребленной электроэнергии и режимах потребления энергоснабжающей организации предусматривается также канал связи с доступом к серверу АСКУЭ.
3 Основные функции программного обеспечения АСКУЭ
–Контроль текущих значений параметров электропотребления (токи и напряжения по фазам cos асимметрия тока и напряжения активная реактивная и полная мощности частота сети) по одному присоединению.
–Измерение вычисление формирование архивирование просмотр и печать в графическом и табличном виде суточных графиков 30-ти минутных значений электроэнергии (потребление и генерация активной и реактивной электроэнергии) с данного счетчика или группы счетчиков.
–Измерение вычисление формирование архивирование просмотр максимумов фиксированной 30-ти минутной мощности в часы действия лимитов потребления электроэнергии (потребление и генерация активной и реактивной электроэнергии) с меткой времени.
–Вычисление формирование архивирование просмотр средних и минимальных коэффициентов мощности (cos φ) в часы действия лимитов потребления электроэнергии.
–Вычисление и формирование ведомости об электропотреблении за выбранный расчетный период со счетчика или группы счетчиков по выбранному закону группирования с возможностью вывода ведомости экономического эффекта при внедрении трехтарифного учета.
–Формирование по измерениям и вычислениям архивирование ведомости по текущим значениям электропотребления (активная и реактивная – потребление и генерация) по выбранному счетчику.
–Вычисление формирование архивирование ведомости электропотребления (активная – потребление генерация; реактивная – потребление генерация) и мощности за 30-ти минутный период интеграции за выбранный промежуток времени по выбранному счетчику или группе счетчиков.
–Ежемесячное определение фактического небаланса и его нормирование с целью организации контроля за точностью средств учета электроэнергии и норм потерь в элементах системы электроснабжения.
–Анализ характера электропотребления за указанный период на основании графиков представленных в табличном виде с возможностью выбора информации за указанный период времени по указанному типу мощности (активная реактивная: потребление генерация) в любой указанной зоне (ночная пиковая полупиковая) по указанной границе изменений 30-минутной мощности. А также по любому из статусов флагов по следующим параметрам электропотребления:
активная реактивная энергии: потребление-генерация;
активная реактивная мощность: потребление-генерация;
расход электроэнергии по 4-м квадрантам;
признаки произошедших событий (статус флаги): факт синхронизации времени счетчика сброс (и сохранение) максимумов снижение напряжения батареи отсутствие трех фаз программирование временидаты реверсный ток отсутствие напряжения в фазах А В С (пофазно) программирование конфигурации счетчика.
–Просмотр суточных графиков в графическом виде: активная мощность (потребление генерация) реактивная мощность (потребление генерация).
ВЫБОР ПЕРВИЧНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ДЛЯ АСКУЭ
Первичными преобразователями для сбора информации являются измерительные трансформаторы которые предназначены для преобразования тока и напряжения до значения удобного для измерения и обеспечивают безопасность при работе с измерительными приборами и реле поскольку цепи высокого и низкого напряжения разделены.
Согласно ПУЭ [1] трансформаторы тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должны быть класса точности не более 05. Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешности. При максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной нагрузке присоединения должен составлять не менее 40% номинального тока счетчика а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5%.
Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения должны быть такими чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 025% номинального напряжения. Сечение жил токовых цепей проводов выполненных из меди должно быть не менее 25 мм2.
2 Расчет токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 6 кВ подстанции ГПП-4 для выбора трансформаторов тока
Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Исходные данные для расчета токов КЗ на шинах 6 кВ ГПП-4
Сопротивление энергосистемы Хс Ом
Тип силового трансформатора
Схема замещения сети приведена на рис. 2.1 где
Рисунок 2.1 - Схема замещения сети.
Х1 – сопротивление энергосистемы;
Х2 – сопротивление ЛЭП;
Х3– сопротивление трансформатора;
Х4 – сопротивление реактора.
За базовую ступень принимаем напряжение 115 кВ на шинах энергосистемы. Рассчитываем сопротивления элементов схемы замещения приведенные к напряжению 115 кВ.
Сопротивление энергосистемы:
Сопротивление линии - по [2] линия 110 кВ выполненная проводом АС15019 имеет сопротивление хл = 416 Ом 100 км:
Х2 = 416 · 0033 = 14 Ом.
Трансформатор ТРДН 4000011066 имеет две расщепленные обмотки 6 кВ которые работают раздельно. Ввиду того что обмотка высокого напряжения располагается между ветвями расщепленной обмотки низкого напряжения индуктивное сопротивление ее можно считать равным нулю [2] поэтому:
по [2] Хтр = 348 Ом тогда
Х3 = 2 · 348 = 696 Ом.
Индуктивное сопротивление реактора РБГ-10-2500-014 приведенное к напряжению 63 кВ составляет 014 Ом. Приведенное к напряжению 115 кВ сопротивление реактора:
Х4 = Хреакт · (Uб Uнн)2 (2.3)
Х4 = 014 · (115 63)2 = 466 Ом.
Суммарное сопротивление до точки КЗ:
ХΣ =Х1 + Х2 + Х3 +Х4 (2.4)
ХΣ = 36 + 14 + 696 + 466 = 1212 Ом.
Ток КЗ по стороне 110 кВ:
Действительный ток КЗ по стороне 6 кВ:
3 Выбор трансформаторов тока
Существующие трансформаторы тока не подходят для учета электроэнергии так как имеют завышенный коэффициент трансформации 30005 а номинальный ток обмотки низкого напряжения трансформатора 1820А. Поэтому для коммерческого учета с целью уменьшения погрешности измерения необходимо выбрать и установить дополнительные трансформаторы тока.
Трансформаторы тока выбираются:
по напряжению установки:
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости:
kэд – кратность электродинамической стойкости по каталогу;
Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока.
по термической стойкости:
где:Bk - тепловой импульс по расчету;
kт - кратность термической стойкости по каталогу;
tт – время термической стойкости по каталогу;
по вторичной нагрузке:
где: z2 – вторичная нагрузка трансформатора тока;
z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.
Для подключения счетчиков выбираем трансформаторы тока типа ТШЛ-10 20005 (трансформатор тока шинный литой). Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется стойкостью шин и поэтому выбранные трансформаторы на электродинамическую стойкость не проверяются.
Сравнение расчетных и каталожных данных для выбора приведено в таблице 2.2. Каталожные данные трансформаторов тока приведены в [3].
Таблица 2.2 – Выбор трансформаторов тока
Индуктивное сопротивление токовых цепей нагрузки невелико поэтому z2 » r2. Вторичная нагрузка r2 состоит из сопротивления счетчика rсч соединительных проводов rпр и переходного сопротивления контактов rк:
r2 = rсч + rпр + rк. (2.6)
Сопротивление токовой цепи счетчика «Indigo+» определяется по выражению:
гдеSсч– мощность потребляемая токовой обмоткой счетчика;
I2 – вторичный номинальный ток счетчика.
Сопротивление контактов принимается 005 Ом так как к трансформатору тока подключается только один счетчик.
Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:
где: ρ – удельное сопротивление материала проводников (медь – 00175ом· мм2 м);
S – площадь поперечного сечения проводника.
r2 = 008+ 004 + 005 = 017 Ом.
Таким образом сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока находится в пределах допустимого для класса точности 05.
4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются:
по напряжению установки:
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке
На ГПП-4 установлены трансформаторы напряжения типа НТМИ-6-66 с номинальной мощностью в классе 05 Sном = 75 ВА в классе 3 Sном = 300 ВА и Sмах = 640 ВА с соединением обмоток Y Δ. Эти трансформаторы служат для питания цепей напряжения счетчиков релейной защиты сигнализации замыкания на землю в сети 6 кВ.
Проверим загрузку трансформаторов чтобы выяснить работают ли они в классе 05. Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения одной секции приведена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения.
Мощность S обмотки ВА
Таким образом существующие трансформаторы напряжения не только не подходят для коммерческого учета но даже не соответствуют требованиям технического учета так как нагрузка превышает допустимую для класса 3.
Поэтому для коммерческого учета устанавливаем дополнительные трансформаторы напряжения типа НОМ-6 с коэффициентом трансформации 6000100 класса точности 05 при S = 50 ВА которые будут питать только счетчики «Indigo+». При этом также уменьшится нагрузка на трансформаторы НТМИ что улучшит точность технического учета.
Трансформаторы НОМ-6 в количестве 3включаем в полную звезду для уменьшения погрешностей измерений.
Для определения потери напряжения в проводах цепей напряжения определим соответствующий ток:
Провода для цепей напряжения выбираем медные сечением 15 мм2. Сопротивление проводов при расстоянии от трансформаторов напряжения до счетчиков l = 20 м составляет по формуле (3.8):
Потеря напряжения в проводах:
Таким образом потери напряжения не превышают допустимых по ПУЭ.
Схема подключения счетчиков «Indigo+» на ГПП-4 приведена на чертеже 2.
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ И ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 кВ.
На ГПП-1 предприятия применяются трансформаторы типа ТРНДЦН на ГПП-3 и ГПП-4 типа ТРДН. Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформаторов.
Диспетчерское наименование
2 Расчет суточных потерь электроэнергии в линии 110 кВ ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т
При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход в дальнейшем будем называть потерями электроэнергии. Термин «потери электроэнергии» следует понимать как технологический расход электрической энергии при передаче по электрическим сетям – это сумма потерь электроэнергии в элементах сетей расход электроэнергии на собственные нужды подстанции и расход электроэнергии на плавку гололеда на воздушных линиях (ВЛ).
Величина потерь электроэнергии в каком-либо элементе сети существенно зависит от характера нагрузки и ее изменения в течение рассматриваемого периода времени. В линии работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности Р потери электроэнергии за время t составят [6]:
Если же нагрузка изменяется то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами. Наиболее точный метод расчета потерь электроэнергии ΔW – это определение их по графику нагрузок причем расчет потерь мощности производится для каждой ступени графика. Этот метод называется методом графического интерполирования. При расчете за каждый час получается почасовой расчет потерь электроэнергии.
Для многоступенчатого графика нагрузки с числом ступеней равным N потери электроэнергии и мощности для ступени i определяются по формуле:
После подсчета потерь мощности в каждом режиме получаем суммарные потери электроэнергии за сутки суммируя все потери при различных режимах[6]:
где Δti – длительность i-той ступени графика.
Потери активной мощности и электроэнергии в трансформаторе [6]:
где ΔРк и ΔРх – потери в меди и стали трансформатора соответственно;
Sном – номинальная мощность трансформатора.
Потери реактивной мощности [6]:
Потери активной электроэнергии за сутки:
Потери реактивной электроэнергии за сутки в трансформаторе:
Схема замещения участка сети от ПС «Сумы-Северная» до шин 6 кВ трансформатора 1Т ГПП-3 приведена на рис. 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема замещения сети.
Линия имеет длину l = 163 км выполнена проводом АС240. По таблице 7 приложения 1 [2] находим расчетные данные на 100 км воздушной линии:
Параметры схемы замещения линии:
Rл = 12 · 0163 = 196 Ом;
Хл = 401 · 0163 = 654 Ом;
Qс = 05 · 375 · 0163 = 305 кВАр.
Расчетная нагрузка подстанции в точке 2:
Sр2 = S2 + ΔSтр – j·Qс. (3.9)
Потери в линии электропередачи:
Мощность потребляемая от источника питания:
S1 = Sр2 + ΔSл – jQc . (3.11)
Суточный график нагрузки трансформатора 1Т за 6 апреля 2006 г. полученный с помощью системы АСКУЭ приведен на рис. 3.2.
Рисунок 3.2 – Суточный график нагрузки трансформатора.
Расчет потерь мощности и энергии в элементах сети приведен в таблице 3.2.
Анализируя таблицу можно сделать следующие выводы:
Потери электроэнергии за сутки в сети составляют 07 % от переданной потребителям эти потери главным образом состоят из потерь холостого хода трансформатора.
Снижение потерь может быть достигнуто за счет оперативного регулирования потребляемой реактивной мощности.
С 900 до 1900 целесообразно отключение части батарей конденсаторов так как за счет зарядной мощности линии нагрузка имеет емкостной характер что нежелательно.
Таблица 3.2 – Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторе и линии электропередачи.
Активная мощностьР2кВт
Реактивная мощность Q2 кВАр
Потери активной мощности в трансформаторе кВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе кВАр
Расчетная нагрузка подстанции Рр2
Расчетная нагрузка подстанции Qр2
Активные потери в линии Рл кВт
Реактивные потери в линии Qл кВт
Активная мощность потребляемая от источника кВт
Реактивная мощность потребляемая от источника кВАр
Количество активной электроэнергии переданное потребителям за сутки кВт час 1797652
Количество реактивной электроэнергии переданное потребителям за сутки кВАр час 15996
Потери активной энергии кВт час 1372786
3 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах за отчетный период
Данные о потреблении электроэнергии по каждому трансформатору полученные на основе системы АСКУЭ а также о количестве часов работы трансформаторов за март 2006 г. приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 Сведения о потреблении электроэнергии за расчетный период.
Количество часов работы Тп час
Количество часов работы под нагрузкой Тр час
Количество потребленной электроэнергии
реактивная WQф кВАр·ч
Потери электроэнергии в трансформаторах рассчитаем в соответствии с [7].
Фактическая мощность трансформатора по данным фактического потребления активной и реактивной электроэнергии за расчетный период:
Коэффициент загрузки трансформатора:
Потери активной электроэнергии кВт·ч:
ΔWP = ΔWPxx + ΔWPкз = ΔРхх· Тп + Кз2 · ΔРкз ·Тр . (3.16)
Потери реактивной мощности трансформатора кВАр:
при коротком замыкании:
Потери реактивной электроэнергии кВАр·час:
ΔWQ = ΔWQxx + ΔWQкз = ΔQхх· Тп + Кз2 · ΔQкз ·Тр . (3.19)
Результаты расчетов приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Потери энергии в трансформаторах.
Анализируя данные таблиц 3.3 и 3.4 можно сделать следующие выводы:
Предприятие потребляет большое количество реактивной электроэнергии. Это связано с большим количеством асинхронных электродвигателей и малонагруженных понижающих трансформаторных подстанций 604 кВ а также недостаточной компенсацией реактивной мощности.
Наибольшее потребление реактивной энергии идет по ГПП-4 от которой запитаны энергоемкие цехи по производству двуокиси титана. Трансформаторные подстанции этих цехов имеют большой срок эксплуатации и батареи статических конденсаторов на них выведены из работы из-за выхода из строя конденсаторов. Поэтому необходимо установить в этих цехах новые конденсаторные батареи с автоматическим регулированием.
Имеет место низкий коэффициент загрузки трансформаторов ГПП (связанный с простоем многих цехов предприятия).
1 Классификация мероприятий по снижению потерь мощности и энергии
Мероприятия по снижению потерь мощности делятся на три группы [6]: организационные технические и мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии. Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии рассматривались в предыдущих разделах.
Технические мероприятия которые могут быть реализованы на предприятии в настоящее время без значительного вложения средств и быстро окупаются включают в себя установку батарей статических конденсаторов (БСК) для компенсации реактивной мощности вывод из эксплуатации малонагруженных трансформаторных подстанций и перевод электроснабжения потребителей на другие близлежащие подстанции.
2 Выбор схемы подключения конденсаторных установок
При компенсации реактивной мощности наиболее распространенными схемами подключения БСК являются [8]: централизованная групповая индивидуальная.
При централизованном подключении БСК по стороне 6 кВ обеспечивается компенсация реактивной мощности в питающей сети. Распределительные сети предприятия не разгружаются от реактивной мощности а следовательно и сохраняются потери в них электроэнергии.
При централизованном подключении БСК со стороны 04 кВ разгружаются от реактивной мощности сети 6 кВ а также трансформаторы та подстанциях. В цеховых же сетях 04 кВ сохраняются потери электроэнергии.
При групповом подключении когда БСК подключаются к цеховым сборкам от реактивной мощности разгружаются трансформаторы на подстанциях и распределительные сети 04 кВ но остаются потери электроэнергии в питающих шинах отдельных токоприемников.
Индивидуальная компенсация целесообразна только для крупных электроприемников имеющих большое число часов работы в году и наиболее отдаленных.
В условиях нашего предприятия нашли применение схемы централизованного подключения БСК по стороне 6 и 04 кВ.
3 Расчет снижения потерь от установки автоматических конденсаторных установок по стороне 04 кВ в подстанциях цеха по производству двуокиси титана №1
Электроснабжение цеха осуществляется от 1 и 2 секции ГПП-4 через центральный распределительный пункт (ЦРП) по магистральной схеме двумя кабельными линиями. Цех имеет четыре трансформаторные подстанции ТП27 ТП28 ТП29 ТП30 на каждой из которых установлены по два трансформатора типа ТМ 1000 604 кВ которые имеют параметры приведенные в таблице4.1 [2].
Таблица 4.1 – Параметры трансформатора ТМ 1000 604 кВ.
Схема электроснабжения и схема замещения одной ветви схемы приведена на чертеже 3.
В марте 2006 г. были произведены замеры мощности без компенсирующих устройств потребляемой цехом. Трансформаторы загружены примерно одинаково средняя нагрузка каждого из них соответственно:
Сопротивления кабельных линий 6 кВ приведены в таблице 4.2 в соответствии с [6] учитываем только активную составляющую.
Таблица 4.2 – Сопротивления кабельных линий 6 кВ.
Наименование кабельной линии
Обозначение на схеме замещения
Длина кабельной линии км
Удельное сопротивление Омкм
Рассчитаем потери активной и реактивной мощности в сети при отсутствии компенсирующих устройств. Мощность потерь трансформаторов подстанций равна:
Мощность перед трансформаторами подстанций:
Sпс = Sн + ΔS; (4.2)
Sпс = 235 + j256 + 342 + j2046 = 23842 + j27646 кВА.
Мощность в конце участка 5-6:
Sк5-6 = Sпс = 23842 + j27646 кВА.
Потери мощности на участке 5-6:
Мощность в начале участка 5-6:
Sн5-6 = Sк5-6 + ΔР5-6; (4.4)
Sн5-6 = 23842 + j27646 +0062 =238482 + j27646 кВА.
Мощность в конце участка 4-5:
Sк4-5 = Sн5-6 + Sпс ; (4.5)
Sк4-5 = 238482 + j27646 + 23842 + j27646 =476902 +j55292 кВА
Потери мощности на участке 4-5:
Мощность в начале участка 4-5:
Sн4-5 = Sк4-5 + ΔР4-5; (4.7)
Sн4-5 =476902 +j55292 + 025 =477152 + j55292 кВА.
Мощность в конце участка 3-4:
Sк3-4 = Sн4-5 + Sпс ; (4.8)
Sк3-4 = 477152 + j55292 + 23842 + j27646 =715572 + j82938 кВА.
Потери мощности на участке 3-4:
Мощность в начале участка 3-4:
Sн3-4 = Sк3-4 + ΔР3-4; (4.10)
Sн3-4 =715572 + j82938 + 056 =716132 + j82938 кВА.
Мощность в конце участка 2-3:
Sк2-3 = Sн3-4 + Sпс ; (4.11)
Sк2-3 = 716132 + j82938 + 23842 + j27646 =954552 +j110584 кВА.
Потери мощности на участке 2-3:
Мощность в начале участка 2-3:
Sн2-3 = Sк2-3 + ΔР2-3; (4.13)
Sн2-3 =954552 +j110584 + 694 =961492+ j110584 кВА.
Мощность в конце участка 1-2:
Sк1-2 = Sн2-3 + Sдр ; (4.14)
Sк1-2 = 961492+ j110584 + 1261 + j472 =2222482 +j157784 кВА.
Потери мощности на участке 1-2:
Мощность потребляемая от шин ГПП:
Sн1 = Sк1-2 + ΔР1-2; (4.16)
Sн1 =2222482 +j157784 + 454 =2227022+ j157784 кВА.
Ток в кабельной линии от ГПП-4 до ЦРП:
Рассчитаем потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях при установке по стороне 04 кВ конденсаторных установок и полной компенсации реактивной мощности (Sн = Рн) в сетях 04 кВ и ток в кабельной линии ГПП-4 – ЦРП. Расчет произведем по формулам (4.1) - (4.17).
Sпс = 235 + 271 + j1696 = 23771 + j1696 кВА.
Sк5-6 = Sпс =23771 + j1696 кВА.
Sн5-6 = 23771 + j1696 +0026 =237736 + j1696 кВА.
Sк4-5 = 237736 + j1696 + 23771 + j1696 = 475446 +j3392 кВА.
Sн4-5 =475446 +j3392 + 0107 =475553 + j3392 кВА.
Sк3-4 = 475553 + j3392 +23771 + j1696 =713263 + j5088 кВА.
Sн3-4 =713263 + j5088 + 024 =713287 + j5088 кВА.
Sк2-3 = 713287 + j5088 + 23771 + j1696 =950997 +j6784 кВА.
Sн2-3 =950997 +j6784 +2954 =953951 + j6784 кВА.
Sк1-2 = 953951+ j6784 + 1261 + j472 = 2214951 + j53984 кВА.
Sн1 =2214951 +j53984 + 3176 =2218127+ j53984 кВА.
Таким образом снижение активной мощности в трансформаторах и кабельных линиях 6 кВ в обеих ветвях схемы электроснабжения при компенсации реактивной мощности составляет:
ΔР = (2227022 – 2218127) · 2 = 1779 кВт
что дает экономию потребления электроэнергии за месяц:
ΔWP = ΔР · Т ; (4.18)
ΔWP = 1779 · 744 = 1323576 кВт·час.
Снижение тока в кабельной линии ГПП-4 – ЦРП составляет:
ΔI = 263 – 220 = 43 A.
Суточный график нагрузки по ГПП-4 до установки конденсаторных установок приведен в приложении А а с включенными конденсаторными батареями в приложении Б.
4 Описание конденсаторной установки для компенсации реактивной мощности
На подстанциях ТП27 – ТП30 устанавливаем автоматические конденсаторные установки типа УК-04-350-25-3У3 мощностью 350 кВАрноминальным напряжением 04 кВ чтобы обеспечить запас по компенсации реактивной мощности при увеличении нагрузки. Эти установки имеют 14 ступеней регулирования: 2 по 25 кВАр и 12 по 50 кВАр что позволяет точно ослеживать компенсацию реактивной мощности. Конденсаторы имеют мощность по 25 кВАр и соединены по схеме треугольник”.
Установки могут работать в режиме автоматического или ручного управления. Автоматическое управление осуществляется микропроцессорным регулятором. Для включения и отключения ступеней применяются пускатели типа ПМЛ4100.
5 Расчет сопротивления разрядных резисторов конденсаторной установки
При отключении конденсаторной установки от сети в ней остается электрический заряд напряжение которго в момент отключения примерно равно напряжению сети. Поэтому для безопасности конденсаторы необходимо разряжать.
Разрядное сопротивление определяется по формуле [8]:
где Uф – фазное напряжение сети кВ;
Q – мощность конденсатора кВАр.
Для конденсаторов мощностью 25 кВАр:
Принимаем стандартное значение 27 кОм.
6 Выбор вводного автоматического выключателя конденсаторной установки
Номинальный ток конденсаторной установки при включении всех ступеней:
Автоматический выключатель должен обеспечивать защиту от перегрузки при увеличении тока через конденсаторы более 130% номинального [8]:
Iуст. перегр = 13 Iном; (4.21)
Iуст. перегр = 13 · 506 = 658 А.
Принимаем Iуст. перегр = 660 А.
Ток уставки защиты от коротких замыканий принимается равным [8]:
Iуст. кз ≥ 2 Iном; (4.22)
Iуст. кз ≥ 2 · 506 = 1012А;
Принимаем Iуст. кз= 1100А.
Для защиты конденсаторной установки выбираем автоматический выключатель серии «Электрон» тип Э06С номинальный ток которого 1000А. Этот выключатель имеет полупроводниковый блок защиты который питается от встроенных трансформаторов тока. На блоке защиты с помощью переменных резисторов-регуляторов можно выставить отдельно уставки защиты от перегрузок и коротких замыканий которые рассчитаны выше.
7 Определение сечения кабеля для подключения конденсаторной установки
Номинальный ток конденсаторной установки рассчитанный ранее составляет 506 А. По [3] сечение алюминиевого кабеля проложенного в воздухе должно составлять не менее 300 мм2. Такой кабель очень трудно прокладывать в стесненных условиях существующей подстанции поэтому для подключения конденсаторной установки используем два кабеля сечением 185 мм2 включенных параллельно. Допустимый ток для них будет по [3]:
Iдоп = 2· 405 =810 А
что меньше номинального тока конденсаторной установки. Следовательно выбранные кабели подходят для подключения конденсаторной установки.
При выполнении работы были выбраны трансформаторы тока и напряжения для подключения счетчиков автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии. Для этого были рассчитаны токи короткого замыкания в сети 6кВ подстанции ГПП-4 уточнены номинальные токи в сети 6кВ.
При расчете нагрузки трансформаторов напряжения было выявлено что она превышает допустимую для работы в классе точности 05 и предложено использовать для системы АСКУЭ дополнительные трансформаторы напряжения типа НОМ.
На основе данных полученных системой АСКУЭ был выполнен расчет суточных потерь в линии 110 кВ ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т. По результатам расчета предложено оперативно регулировать потребляемую реактивную мощность в течении суток для избежания перекомпенсации.
Также был выполнен расчет и анализ потребления электроэнергии за месяц по всем подстанциям определены потери энергии в трансформаторах сделаны выводы о первоочередной необходимости компенсации реактивной мощности по ГПП-4.
Из мероприятий по снижению потерь в сетях выбраны наиболее приемлемые на сегодняшний день для предприятия: совершенствование учета электроэнергии регулирование суточного графика нагрузки установка автоматических конденсаторных батарей по стороне 04 кВ.
При расчете эффективности установки на подстанциях ТП27-ТП30 автоматических конденсаторных установок рассчитаны потери мощности в питающей сети до и после установки конденсаторов. Ожидаемая экономия электроэнергии при установке конденсаторов составит 13236 кВт·час.
Для защиты конденсаторной установки были выбраны автоматические выключатели серии «Электрон» определены сопротивления разрядных резисторов для разрядки конденсаторов.
Определены сечения кабелей для подключения конденсаторной установки.
Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоатомиздат 1986. - 46 с.
Петренко Л.И. Электрические сети. Сборник задач. – Киев «Вища школа” 1985 – 270 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования
Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат 1987. -648 с.
Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат 1990. -576 с.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат 1989.- 592 с.
Методика по визначенню втрат електроенергії у трансформаторах і лініях електропередач – Затверджено Міністерством енергетики України 18 лютого 1998 р.

Титульный лист.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ
СУМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ВЫПУСКНАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА
на тему: применение системы автоматизированного
коммерческого учета электроэнергии для анализа и
по специальности 6.000008 «Энергетический менеджмент»
профилизация «Электроэнергетические системы»
Исполнитель работы: Дячков Анатолий Владимирович
защищена на заседании
Подпись председателя комиссии
Научный руководитель
ассистент Ноздренков В.С.

Схема подключения счетчиков.dwg

Трансфор- матор 40 МВА
Дифференциальная защита реакторов
Дифференциальная защита трансформатора
Цепи напряжения счетчика "Indigo
Реле контроля напряжения
Токовые цепи счетчика "Indigo
Трансформатор напряжения
автомат и шинки напряжения
Схема включения счетчиков "Indigo" на ГПП-4
Трансформатор тока ТШЛ-10 20005
Трансформатор напряжения НОМ-6-77У4
Счетчик активной и реактивной электроэнергии "Indigo
Реле обрыва фаз ЕЛ-11
Выключатель автоматический АП-50-3М 6
Данная схема выполнена для ввода 6 кВ I секции.
Схемы подключения счетчиков электроэнергии вводов II
IV секций выполнены анологично.
В перечне элементов указаны только вновь установленные элементы.

Содержание.doc

Техническое задание 2
2 Построение АСКУЭ предприятия8
3 Основные функции программного обеспечения АСКУЭ9
ВЫБОР ПЕРВИЧНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ДЛЯ АСКУЭ11
2 Расчет токов короткого замыкания (КЗ) на шинах 6 кВ
подстанции ГПП-4 для выбора трансформаторов тока11
3 Выбор трансформаторов тока14
4 Выбор трансформаторов напряжения17
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТРАНС-
ФОРМАТОРАХ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
И ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 кВ 20
1 Трансформаторы применяемые на главных понизительных
2 Расчет суточных потерь электроэнергии в линии 110 кВ
ПС «Сумы-Северная – ГПП3» и трансформаторе 1Т20
3 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах за
МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И
1 Классификация мероприятий по снижению потерь мощности
2 Выбор схемы подключения конденсаторных установок29
3. Расчет снижения потерь от установки автоматических
конденсаторных установок по стороне 04 кВ в подстанциях
цеха по производству двуокиси титана 30
4 Описание конденсаторной установки для компенсации
реактивной мощности36
5 Расчет сопротивления разрядных резисторов
конденсаторной установки37
6Выбор вводного автоматического выключателя
7Определение сечения кабеля для подключения
конденсаторной установки38