Электроснабжение населенного пункта

Работа из раздела: «Физика и энергетика»
https://

https://

Оглавление
Аннотация
Введение
1.Исходные данные
2.Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок
3. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ
4.Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины ВН
5.Определение нагрузок в сети высокого напряжения
6.Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции
7.Выбор типа подстанции
8.Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения
9.Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе
10.Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе
11.Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ
12.Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ
13.Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий
14.Расчёт токов короткого замыкания
14.Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий
15.Согласование защит, карта селективности
16.Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя
17.Выбор устройств от перенапряжений
18.Расчёт уставок релейной защиты
19.Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции
20.Расчёт контура заземления подстанций
Спецвопрос. Учет Электроэнергии на базе многофункционального микропроцессорного счетчика электроэнергии серии Альфа-Евроальфа
Список использованных источников
Аннотация
электроснабжение трансформатор подстанция нагрузка
В данной курсовой работе производится расчёт электроснабжения населенного пункта, который включает в себя: определение места установки ТП, выбор трансформаторов, выбор кабелей для питания с высокой стороны, выбор шинопровода со стороны 0,4 кВ, расчёт токов короткого замыкания, выбор аппаратуры защиты как с низкой, так и с высокой стороны трансформатора.
Также в курсовой работе предложены варианты для организации энергосбережения.
Введение
Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов.
Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование
Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.
Курсовой проект по дисциплине «Электроснабжение» должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса «Электроснабжение». Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление
Любой проект электрической сети состоит из следующих основных разделов:
· выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;
· сопоставление этих вариантов по различным показателям;
· выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;
· расчет характерных режимов работы электрической сети;
· решение вопросов связанных с регулированием напряжения;
· определение технико-экономических показателей электрической сети.
Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта .
Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремится к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.
Выбор наиболее приемлемого варианта,удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.
Применение нового оборудования, модернизация и техническое перевооружение действующей системы управления способствует уменьшению потерь и поэтому встаёт вопрос о реконструкции электроснабжения различных объектов.
1.Исходные данные
Таблица 1.

№п.п.	Наименование	шифр	Дневной максимум	Вечерний максимум
			Р_д,кВт	Q_д,квар	S_д,кВА	Р_в,кВт	Q_в,квар	S_в,кВА
ТП №1
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617	Жилой дом с электроплитой и электроводонагревателем	617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
619	Жилой дом с электроплитой и кондиционером	619	4,1	1,75	4,457	7	2,5	7,433
619	Жилой дом с электроплитой и кондиционером	619	4,1	1,75	4,457	7	2,5	7,433
370	Теплая стоянка для тракторов	370	5	3	5,83	2	0	2
339	Кузница	339	5	0	5	1	0	1
155	Птичник на 8 тыс. молодняка	155	25	12	27,73	25	12	27,73
386	Котельная с 4 котлами 'Универсал-6' для отопления и горячего водоснабжения	386	28	20	34,409	28	20	34,409
20	Маслобойка	20	30	5	30,413	5	0	5
ТП №2
170	Овчарня на 800-1000 овцематок	170	1	0	1	5	0	5
139	Свинарник-маточник 50 маток с электрообогревателем	139	28	12	30,463	28	8	29,12
337	Цех по переработке 50 т солений и 130 т капусты	337	40	45	60,207	40	45	60,207
619	Жилой дом с электроплитой и кондиционером	619	4,1	1,75	4,457	7	2,5	7,433
619	Жилой дом с электроплитой и кондиционером	619	4,1	1,75	4,457	7	2,5	7,433
199	Ветеринарно-фельдшерский пункт	199	3	0	3	3	0	3
376	Гараж с профилакторием на 25 автомашин	376	30	25	39,051	15	12	19,209
620	Жилой дом с электроплитой, водонагревателем и кондиционером	620	5,1	2,1	5,515	8,5	2,87	8,971
620	Жилой дом с электроплитой, водонагревателем и кондиционером	620	5,1	2,1	5,515	8,5	2,87	8,971

2.Определение места расположения трансформаторной подстанции. выбор конфигурации сети 0,38 кв. определение координат центра электрических нагрузок

Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по

формулам:

(1),

(2),

Где S_i - полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;

х_i у_i - координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 2

Таблица 2. Координаты потребителей низковольтной сети

Код потребителя	Координата Х	Координата Y
ТП №1
П №1 (617)	60	60
П №2 (617)	120	120
П №3 (617)	180	180
П №4 (617)	240	240
П №5 (617)	300	240
П №6 (617)	360	300
П №7 (617)	540	300
П №8 (617)	480	360
П №9 (617)	540	360
П №10 (617)	600	420
П №11 (617)	780	420
П №12 (617)	840	420
П №13 (617)	900	420
П №14 (617)	960	420
П №15 (619)	1020	420
П №16 (619)	1080	420
П №17 (370)	480	420
П №18 (339)	240	420
П №19 (155)	120	360
П №20 (386)	60	300
П №21 (20)	60	240
ТП №2
П №1 (170)	180	540
П №2 (139)	240	540
П №3 (337)	360	540
П №4 (619)	480	540
П №5 (619)	720	540
П №6 (199)	780	540
П №7 (376)	840	540
П №8 (620)	960	540
П №9 (620)	1080	540

Центы электрических нагрузок низковольтных сетей представленны в следующей таблице 3 для каждой ТП

Таблица 3. Центры электрических нагрузок

№ ТП (наименование)	ЦЭНКоордината Х	ЦЭНКоордината Y
ТП №1	255,242	316,116
ТП №2	527,294	539,626

3. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

(3)

(4)

Где Р_mах;Q_max - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

P_i, Q_i - надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Результаты приведены в табл.4.

Таблица 4 Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

Участок сети	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП №1
619 - 619	4,1	1,75	4,457	7	2,5	7,433
617 - 619	6,8	2,95	7,412	11,2	4	11,892
617 - 617	8,3	3,85	9,149	14,2	5,5	15,227
617 - 617	9,8	4,75	10,89	17,2	7	18,569
617 - 617	11,3	5,65	12,633	20,2	8,5	21,915
617 - 617	12,8	6,55	14,378	23,2	10	25,263
386 - 20	30	5	30,413	5	0	5
155 - 386	47,7	23	52,955	31	20	36,891
339 - 155	63,4	30,3	70,268	46,7	27,3	54,094
370 - 339	66,4	30,3	72,986	47,3	27,3	54,613
617 - 370	69,4	32,1	76,464	48,5	27,3	55,655
617 - 617	78,6	36,6	86,703	67,2	34,6	75,584
617 - 617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617 - 617	81,6	38,4	90,183	73,2	37,6	82,292
ТП - 617	83,1	39,3	91,924	76,2	39,1	85,646
617 - 617	2,1	1,2	2,418	5	2,32	5,512
617 - 617	3,6	2,1	4,167	8	3,82	8,865
617 - 617	5,1	3	5,916	11	5,32	12,218
617 - 617	6,6	3,9	7,666	14	6,82	15,572
617 - 617	8,1	4,8	9,415	17	8,32	18,926
ТП - 617	9,6	5,7	11,164	20	9,82	22,28
ТП №2
620 - 620	5,1	2,1	5,515	8,5	2,87	8,971
376 - 620	8,4	3,6	9,138	13,6	4,67	14,379
199 - 376	35,1	27,4	44,528	23,5	15	27,879
619 - 199	36,9	27,4	45,96	25,3	15	29,412
619 - 619	39,6	28,6	48,847	29,5	16,5	33,8
ТП - 619	42,3	29,8	51,742	33,7	18	38,205
139 - 170	1	0	1	5	0	5
337 - 139	28,6	12	31,015	31	8	32,015
ТП - 337	58,4	52,3	78,395	59,7	49,8	77,744

Суммирование нагрузок ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в табл.5

Таблица 5 Расчёт нагрузок на ТП

Номер ТП	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП №1	92,7	45	103,045	96,2	45	106,204
ТП №2	100,7	82,099	129,925	93,4	82,099	124,353

4. Определение места расположения распределительной трансформаторной подстанции. конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.

Таблица 6 Координаты потребителей низковольтной сети

ТП	Координата Х	Координата Y
ТП №1	0,5	0,4
ТП №2	0,5	0,6

Центр электрических нагрузок высоковольтной сети имеет следующие координаты:

Х=0,499 км

Y=0,51 км

5.Определение нагрузок в сети высокого напряжения

Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам

(5,6)

где к_о - коэффициент одновремённости (к_о=0,7);

в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

, (7)

, (8)

Где Р_max; Q_max - наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

Р_i; Q_i - надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

Результаты остальных расчётов показаны в табл. 7

Таблица 7 Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

Номер участка	Р_д, кВт	Q_д, квар	S_д,кВА	Р_в,кВт	Q_в,квар	S_в,кВА
РТП - ТП №2	100,7	82,099	129,925	93,4	82,099	124,353
РТП - ТП №1	92,7	45	103,045	96,2	45	106,204

Оптимальное напряжение высоковольтной сети определяется по формуле

(9)

где L_эк - эквивалентная длина линии, км;

Р₁ - расчётная мощность на головном участке (участках), кВт.

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

(10)

Где L_i - длина i-го участка линии, км;

Р_i - мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

L_ЭК=0,099 км.

U_ОПТ=7,756 кВ.

Принимаем стандартное напряжение 10 кВ.

6.Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей ii и iii категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции.

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

(11)

где к_р - коэффициент роста нагрузок.

Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

(12)

где S_эн - нижний экономический интервал;

S_эв - верхний экономический интервал.

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в табл. 8

Таблица 8 Технические данные трансформатора

№ ТП	Тип	Номинальная мощность,кВА	Сочетание напряжений, кВ	Потери, кВт	Напряжение к.з. %	Ток х.х., %
			В.Н.	Н.Н.	х.х	к.з.
ТП №1	ТМ-100	100	10	0,4	0,365	1,97	4,5	2,6
ТП №2	ТМ-100	100	10	0,4	0,365	1,97	4,5	2,6

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.].

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок.

(13)

Результаты расчета коэффициента систематических перегрузок для ТП представлены в таблице далее. Коэффициент систематических перегрузок не должен превышать 1,5.

Таблица 9 Коэффициент системных перегрузок ТП

Трансформаторная подстанция	kcп
ТП №1	1,03
ТП №2	1,29

7. Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственновозле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.

Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ.

8.Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

, (14)

Где I_р - расчётный ток участка сети, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм²

Продолжительность использования максимума нагрузки Т_м.

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

, (15)

Где S_p - полная расчетная мощность, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети , расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу 10.

Таблица 10 Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети	S_р, кВА	Р_р, кВт	I_р, А	Т_м, час	j_эк., А/мм²	F_эк, мм²	Марка провода
РТП - ТП №2	129,925	100,7	7,501	3200	1,1	6,819	СИП-3 16
РТП - ТП №1	103,045	92,7	5,949	2800	1,3	4,576	СИП-3 16

9. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

(16)

Где Р - активная мощность участка, кВт;

Q - реактивная мощность участка, квар;

r_о - удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

х_о - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

L - длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

(17)

Расчёт ведётся для всех участков и сводятся в табл. 11.

Таблица 11 Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети	Марка провода	Р, кВт	r_о, Ом/км	Q, квар	х_о, Ом/км	L, км	U, В	U,%
РТП - ТП №2	СИП-3 16	100,7	1,91	82,099	0,07	0,1	1,98	0,019
РТП - ТП №1	СИП-3 16	92,7	1,91	45	0,07	0,099	1,784	0,017

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

, (18)

Где S_max - расчётная мощность, кВА;

S_тр - мощность трансформатора, кВА;

U_а - активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р - реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (19)

Где Р_к.з_. -потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (20)

Где U_к.з_. - напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

, (21)

Где Р_р -расчётная активная мощность, кВт;

S_р - расчетная полная мощность, кВА.

Трансформаторная подстанция	Расчетные значения
ТП №1	Ua=0,019 %, U_p=4,499 %, 0,899, sin()=0,437 2,043 %
ТП №2	Ua=0,019 %, U_p=4,499 %, 0,775, sin()=0,631 3,707 %

10. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

(22)

Где I - расчётный ток участка, А;

r_о - удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L - длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

(23)

Где - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

(24)

Где Т_м - число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12

Таблица 12 Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети	I, А	r_o, Ом/км	L, км	Р, кВт	Т_м, час	,час	W,кВт·ч
РТП - ТП №2	7,501	1,91	0,1	0,016	3200	1726,911	27,63
РТП - ТП №1	5,949	1,91	0,099	0,01	2800	1429,772	14,297
Итого:			0,199	0,026			41,926

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

, (25)

, (26)

P=0,013 %,

0,006 %.

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

(27)

Где Р_х.х - потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

Р_к.з - потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

- коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

, (28)

Трансформаторная подстанция	Расчетные значения
ТП №1	P_тр=2,456 кВт, W_тр= 4629,263 кВтч.
ТП №2	P_тр=3,69 кВт, W_тр= 4927,636 кВтч.

11.Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования U¹⁰⁰=5%; U²⁵=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

(29)

Где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

- конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле

, (30)

Трансформаторная подстанция	Расчетные значения
ТП №1	V_рег=2,515 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %, U_доп=8,413 %, что составляет 31,9694 В.
ТП №2	V_рег=2,9315 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %, U_доп=5,086 %, что составляет 19,3268 В.

12.определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кв

Сечения проводов вл-0,38 кв определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле

, (31)

где - удельная проводимость провода, (для алюминия =32 Ом м /мм²);

U_доп.а - активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Р_i - активная мощность i-го участка сети, Вт;

L_i - длина i-го участка сети, м;

U_ном - номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

Где U_р - реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

Где Q_i - реактивная мощность i-го участка сети, квар;

L_i - длина i-го участка сети, км;

х_о - удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:

(32)

Таблица 14. Определение расчетных сечений и типа проводов

Участок сети	Расчетное сечение провода, мм	Марка провода	Фактическая потеря напряжения, В
ТП №1
619 - 619	0,645	СИП 2А 3 x 16 + 25	1,562
617 - 619	1,041	СИП 2А 3 x 16 + 25	2,516
617 - 617	1,273	СИП 2А 3 x 16 + 25	3,075
617 - 617	1,504	СИП 2А 3 x 16 + 25	3,632
617 - 617	1,738	СИП 2А 3 x 16 + 25	4,193
617 - 617	6,154	СИП 2А 3 x 16 + 25	14,537
386 - 20	4,608	СИП 2А 3 x 16 + 25	10,978
155 - 386	10,63	СИП 2А 3 x 16 + 25	24,626
339 - 155	22,407	СИП 2А 3 x 25 + 35	27,193
370 - 339	42,78	СИП 2А 3 x 50 + 70	19,08
617 - 370	21,615	СИП 2А 3 x 25 + 35	26,185
617 - 617	17,413	СИП 2А 3 x 25 + 35	21,087
617 - 617	0,35	СИП 2А 3 x 16 + 25	0,852
617 - 617	12,361	СИП 2А 3 x 16 + 25	29,086
ТП - 617	22,762	СИП 2А 3 x 25 + 35	27,267
617 - 617	0,523	СИП 2А 3 x 16 + 25	1,272
617 - 617	0,732	СИП 2А 3 x 16 + 25	1,779
617 - 617	1,089	СИП 2А 3 x 16 + 25	2,644
617 - 617	1,043	СИП 2А 3 x 16 + 25	2,531
617 - 617	1,791	СИП 2А 3 x 16 + 25	4,329
ТП - 617	1,888	СИП 2А 3 x 16 + 25	4,56
ТП №2
620 - 620	2,679	СИП 2А 3 x 16 + 25	3,884
376 - 620	4,312	СИП 2А 3 x 16 + 25	6,213
199 - 376	9,175	СИП 2А 3 x 16 + 25	12,765
619 - 199	10,298	СИП 2А 3 x 16 + 25	14,243
619 - 619	54,723	СИП 2А 3 x 70 + 95	12,499
ТП - 619	12,259	СИП 2А 3 x 16 + 25	16,782
139 - 170	0,252	СИП 2А 3 x 16 + 25	0,363
337 - 139	16,06	СИП 2А 3 x 25 + 35	11,551
ТП - 337	15,781	СИП 2А 3 x 16 + 25	21,642

Потери мощности и энергии в линиях 0,38 кВ определяются аналогично потерям мощности и энергии в высоковольтной линии, результаты расчётов указываются в таблице 15

Таблица 15 Потери мощности и энергии в сети 0,38 кВ

Участок сети	S, кВА	Р,кВт	I, А	r_o, Ом/км	L, м	Р,кВт	Т_м, час	, час	W,кВтч
ТП №1
619 - 619	4,457	4,1	6,771	2,33	61,077	0,019	1300	565,1	10,7
617 - 619	7,412	6,8	11,261	2,33	59,308	0,052	1300	565,1	29,3
617 - 617	9,149	8,3	13,9	2,33	59,308	0,08	1300	565,1	45,2
617 - 617	10,89	9,8	16,545	2,33	59,281	0,113	1300	565,1	63,8
617 - 617	12,633	11,3	19,193	2,33	59,308	0,152	1700	757,1	115
617 - 617	14,378	12,8	21,845	2,33	181,437	0,605	1700	757,1	458
386 - 20	30,413	30	46,207	2,33	59,281	0,884	2200	1036,6	916,3
155 - 386	52,955	47,7	80,456	2,33	82,576	3,736	2200	1036,6	3872,7
339 - 155	63,621	63,4	96,662	1,2	134,969	4,539	2800	1429,7	6489,4
370 - 339	66,611	66,4	101,204	0,443	242,514	3,301	2800	1429,7	4719,4
617 - 370	69,762	69,4	105,992	1,2	118,562	4,795	2800	1429,7	6855,4
617 - 617	79,503	78,6	120,792	1,2	83,99	4,411	2800	1429,7	6306,4
617 - 617	2,418	2,1	3,673	2,33	64,695	0,006	1300	565,1	3,3
617 - 617	82,75	81,6	125,725	2,33	57,737	6,379	2800	1429,7	9120
ТП - 617	84,381	83,1	128,203	1,2	102,536	6,067	2800	1429,7	8673,9
617 - 617	2,418	2,1	3,673	2,33	96,572	0,009	1300	565,1	5
617 - 617	4,167	3,6	6,331	2,33	78,755	0,022	1300	565,1	12,4
617 - 617	5,916	5,1	8,988	2,33	82,576	0,046	1300	565,1	25,9
617 - 617	7,665	6,6	11,645	2,33	61,077	0,057	1300	565,1	32,2
617 - 617	9,414	8,1	14,303	2,33	85,116	0,121	1300	565,1	68,3
ТП - 617	11,164	9,6	16,961	2,33	75,641	0,152	1300	565,1	85,8
Итого					1906,316	35,546			47908,4
ТП №2
620 - 620	5,515	5,1	8,379	2,33	122,168	0,059	1300	565,1	33,3
376 - 620	9,138	8,4	13,883	2,33	118,562	0,159	1300	565,1	89,8
199 - 376	44,527	35,1	67,651	2,33	57,485	1,838	2200	1036,6	1905,2
619 - 199	45,959	36,9	69,827	2,33	61,104	2,082	2200	1036,6	2158,2
619 - 619	48,847	39,6	74,215	0,443	235,439	1,723	2200	1036,6	1786
ТП - 619	51,742	42,3	78,613	2,33	62,899	2,717	2200	1036,6	2816,4
139 - 170	1	1	1,519	2,33	59,308	0	1300	565,1	0
337 - 139	31,015	28,6	47,122	1,2	123,952	0,99	2200	1036,6	1026,2
ТП - 337	64,465	58,4	97,944	2,33	59,308	3,976	2800	1429,7	5684,4
Итого					900,225	13,544			15499,5

13. Определение конструктивных параметров высоковольтной и низковольтной линий

для воздушной линии электропередач напряжением 35, 10, 6 кв принимаются унифицированные железобетонные опоры максимальный габаритный пролёт которых составляет 125 м.

Участок РТП - ТП №2: Длина участка - 0,099 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 - анкерная опора УБ35-1в и №2 - 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 99 м.
Участок РТП - ТП №1: Длина участка - 0,1 км. К установке принимаются следующие опоры: №1, №22 - анкерная опора УБ35-1в и №2 - 21 - промежуточная опора ПБ35-3в. Промежуточных опор 1. Пролёт между опорами составляет 100 м.

Для воздушной линии электропередач напряжением 0,38 кВ принимаются унифицированные железобетонные опоры, максимальный пролёт которых составляет 35 м.

Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 619 - 619, длина линии - 61,077 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 619, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,281 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 181,437 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 6. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 386 - 20, длина линии - 59,281 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 155 - 386, длина линии - 82,576 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 339 - 155, длина линии - 134,969 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 33 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 370 - 339, длина линии - 242,514 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 7. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 370, длина линии - 118,562 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 83,99 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 64,695 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 57,737 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 617, длина линии - 102,536 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 34 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 96,572 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 32 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 78,755 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 26 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 82,576 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 27 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 61,077 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети 617 - 617, длина линии - 85,116 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №1. Участок сети ТП- 617, длина линии - 75,641 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 3. Пролёт между опорами составляет 25 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 620 - 620, длина линии - 122,168 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 376 - 620, длина линии - 118,562 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 199 - 376, длина линии - 57,485 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 28 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 619 - 199, длина линии - 61,104 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 619 - 619, длина линии - 235,439 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 7. Пролёт между опорами составляет 33 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети ТП- 619, длина линии - 62,899 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 31 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 139 - 170, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети 337 - 139, длина линии - 123,952 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 4. Пролёт между опорами составляет 30 м.
Трансформаторная подстанция ТП №2. Участок сети ТП- 337, длина линии - 59,308 м. К установке принимаются следующие опоры: №1, №10 - концевая опора К1-4 и №2 - 9 - промежуточная опора ПБ1-4. Промежуточных опор 2. Пролёт между опорами составляет 29 м.

14. Расчёт токов короткого замыкания

По электрической сети и электрооборудованию в нормальном режиме работы протекают токи, допустимые для данной установки. при нарушении электрической плотности изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно возникает аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов, которые достигают огромных значений.

Значительные по величине токи короткою замыкания представляют большую опасность для элементов электрической сои и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия. При выборе оборудования необходимо учесть эти два фактора для конкретной точки сети. Для расчета и согласования релейной защиты также требуются токи короткого замыкания.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется расчетная схема и схема замещения которые представлены в папке и соответственно называются «Схема короткого замыкания и схемы замещения».

Расчет токов короткого замыкания и высоковольтной сети

Токи короткого замыкания в высоковольтной сети определяются в следующих точках: на шинах распределительной подстанции, на шинах высокого напряжения удаленных ТП.

Токи короткого замыкания определяются методом относительных единиц. За основное напряжение принимается напряжение, равное U_осн.=1,05U_ном

Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле

, (33)

где Z - полное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.

, (34)

где r_л - активное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_л - реактивное сопротивление провода до точки короткого замыкания, Ом;

х_сист - реактивное сопротивление системы, Ом.

, (35)

S_к - мощность короткого замыкания на шинах высоковольтного напряжения, мВА.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

. (36)

Ударный ток определяется по формуле

, (37)

Где к_уд - ударный коэффициент, который определяется по формуле

, (38)

где Т_а - постоянная времени затухания определяется по формуле

(39)

Расчёты ведутся для всех точек, результаты расчётов приведены в табл. 16

Расчет токов короткого замыкания в сети 0,38 кВ

Токи короткого замыкания в сети 0,38 кВ определяются в следующих точках: на шинах 0,4 кВ ТП и в конце каждой отходящей линии.

За основное напряжение принимается напряжение, равное U_осн=1,05U_ном Ток трехфазного короткого замыкания определяется по формуле, приведенной выше. Полное сопротивление участка сети определяется по формуле

, (40)

Где х_тр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом;

r_тр - активное сопротивление трансформатора, Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора определяется по формуле

, (41)

Где U_к.р.% - реактивная составляющая тока короткого замыкания, %; S_ном. - мощность трансформатора 35/0,4 кВА.

Активное сопротивление трансформатора определяется по формуле

, (42)

Где U_к.а.% - активная составляющая тока короткого замыкания, %;

Ток однофазного короткого замыкания определяется по формуле

(43)

Где z_тр/3 - полное сопротивление трансформатора току короткого замыкания на корпус, Ом, (табл. 29[Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. - Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. - Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. - 100 с.]);

z_п - полное сопротивление петли фазного и пулевого провода, Ом.

(44)

Где r_Ф - активное сопротивление фазного провода, Ом;

r_N - активное сопротивление нулевого провода, Ом;

x_Ф - реактивное сопротивление фазного провода, Ом;

x_N - реактивное сопротивление нулевого провода, Ом;

Таблица 16 Результаты расчётов токов короткого замыкания высоковольтной сети

Точка к.з.	r, Ом	х, Ом	Z, ом	Z_п, Ом	Т_а	К_уд	I⁽³⁾	I⁽²⁾	I⁽¹⁾	i_уд
К-1	0	9,5279	9,5279	-	0	2	0,6362	0,5509	-	1,7994
К-2	0,189	0,006	9,5357	-	0,0001	1	0,6357	0,5505	-	0,899
К-3	0,191	0,007	9,5368	-	0,0001	1	0,6356	0,5504	-	0,8988

Таблица 17 Результаты расчётов токов короткого замыкания низковольтной сети трансформаторных подстанций

Точка к.з.	r, Ом	х, Ом	Z, ом	Z_п, Ом	Т_а	К_уд	I⁽³⁾	I⁽²⁾	I⁽¹⁾	i_уд
ТП №1
К-1	0,03136	0,06441	0,0716	0	0,0065	1,2147	3,2173	2,7862	0	5,5268
К-2	0,407	0,02	0,1952	0,407	0,0001	1	1,1801	1,0219	0,5977	1,6689
К-3	1,116	0,043	0,2667	1,116	0,0001	1	0,8637	0,7479	0,2897	1,2214
К-4	1,097	0,077	0,1833	1,099	0,0002	1	1,2567	1,0883	0,2934	1,7772
К-5	1,473	0,063	0,1873	1,474	0,0001	1	1,2299	1,0651	0,23	1,7393
ТП №2
К-1	0,03136	0,06441	0,0716	0	0,0065	1,2147	3,2173	2,7862	0	5,5268
К-2	0,424	0,021	0,1834	0,424	0,0001	1	1,256	1,0877	0,5828	1,7762
К-3	1,085	0,058	0,325	1,086	0,0001	1	0,7088	0,6138	0,2963	1,0023

14. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячеек питающих линий

Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по роду установки, номинальному току и напряжению, проверяют на динамическую и термическую устойчивость. Ячейка питающей линии представляет собой комплектное распределительное устройство наружной или внутренней установки. КРУН комплектуется двумя разъединителями с короткозамыкателями (QS) для создания видимого разрыва цепи при проведении профилактических и ремонтных работ обслуживающим или оперативным персоналом, выключателем нагрузки (QF) и комплектом трансформаторов тока (ТА), которые служат для питания приборов релейной защиты и приборов учёта электрической энергии. Однолинейная упрощённая схема КРУН представлена на рис.3

Рис.3 Однолинейная упрощённая схема КРУН.

Для выбора и проверки электрических аппаратов высокого напряжения целесообразно составить таблицу, куда вносятся исходные данные места установки аппарата и его каталожные данные. Место установки - РТП.

Таблица 18 Сравнение исходных данных места установки, с параметрами выключателя, разъединителя, трансформатора тока

Исходные данные места установки	Параметры выключателя	Параметры разъединителя	Параметры Трансформатора Тока
	Тип ВС-10-0,8	Тип РЛНДА-10/200	Тип ТЛП-10КУ3
U_ном = 10 кВ	10 кВ	10 кВ	10 кВ
I_ном =13,449 А	0,032 кА	200 А	10 А
0,636 кА	0,8 кА	-	-
1,799 кА	2,1 кА	20 кА	2,47 кА
	0,8 кА	8 кА	0,04 кА

Как видно из табл. 18 параметры всех выбранных аппаратов удовлетворяют предъявляемым требованиям.

15.Согласование защит, карта селективности

Для согласования действия защит необходимо построить карту селективности, которая представляет собой построенные в координатах время ток, графики зависимости времени срабатывания защитных аппаратов от тока, приведенного к одной ступени напряжения. Построение выполняется в логарифмическом масштабе.

Карта селективности строится для ТП в конце линии при заданной конфигурации НВ сети данных трансформаторных подстанций.

Порядок построения:

1. Наносится характеристика автоматического выключателя с максимальным током теплового расцепителя, приведенного к выбранной ступени напряжения, на карту селективности по точкам.

2. Наносится характеристика предохранителя ПК - 10 с номинальным током плавкой вставки по точкам;

3. Откладывается ток трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ расчетной ТП, приведенной к ступени напряжения 10 кВ.

№ ТП	ПК	Автоматический выключатель	I^III_с.з., А	I^I_с.з., А
ТП №1	ПК -10, 16 A	А3163	9,238	897,458
ТП №2	ПК -10, 16 A	АЕ2063	11,648	897,317

16.Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме.

Однако в большинстве случаев электродвигатели запускают не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика - до 10 с.

При пуске электродвигателей допускаются значительно большие понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться.

Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

, (45)

Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

, (46)

, (47)

Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

, (48)

где дU_{д.д.пуск} - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;

U_{тр.пуск} - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %;

U_{Л.0,38 пуск} - потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

Потеря напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

. (49)

Мощность двигателя при пуске определяется по формуле

, (50)

где К_I - кратность пускового тока.

Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле

. (51)

Потеря напряжения в линии 0,38 кВ при пуске определяется

. (52)

Заключением об успешности пуска электродвигателя является условие

(53)

17.Выбор устройств от перенапряжений

Защиту подстанций напряжением 10 - 35 кВ выбирают в зависимости от их мощности. Если мощность подстанции менее 630 кВА, на каждой ее системе шин устанавливают комплект вентильных разрядников, расположенных возможно близко к трансформаторам и присоединенных к заземляющему контуру подстанции кратчайшим путем. Кроме того, на расстоянии 150 - 200 м от подстанции на всех подходящих воздушных линиях монтируют комплекты трубчатых разрядников РТ-1 или заменяющих их защитных искровых промежутков ПЗ-1 (при токах короткого замыкания, меньших нижнего предела, гасящегося трубчатыми разрядниками). Сопротивление заземления этих разрядников РТ-1 или промежутков ПЗ-1 должно быть не более 10 Ом.

На питающих линиях для защиты разомкнутых разъединителей или выключателей у приемных порталов или у вводов в закрытое распределительные устройства дополнительно устанавливают трубчатые разрядники РТ-2 или защитные промежутки ПЗ-2, присоединяя их к заземляющему контуру подстанции. Подстанции мощностью 630 кВ-А и больше защищают так же, но дополнительно все воздушные линии передачи, подходящие к этим подстанциям на расстояние 150 - 200 м, защищают протяженными молниеотводами, (тросы). При этом трубчатые разрядники РТ-1 или защитные промежутки ПЗ-1 устанавливают в начале подходов линий передачи, защищенных тросами. Протяженные молниеотводы заземляют на каждой опоре подходов, причем импульсные сопротивления заземлений должны быть не более 10 Ом. В начале подхода к заземлению опоры присоединяют трос и разрядник РТ-1 или промежуток ПЗ-1. В конце подхода трое к заземленному контуру подстанции не присоединяют, а обрывают на первой опоре от подстанции. При этом пролет (50 - 60 м), не защищенный тросом, должен перекрываться защитными зонами стержневых молниеотводов, устанавливаемых для защиты открытых подстанций такой мощности.

18.Расчёт уставок релейной защиты

Релейной защитой называется устройство, реагирующее на возникновение в электрической установке аварий или ненормальных режимов. Она представляет собой электрическую схему, состоящую из одного или нескольких реле - специальных электрических или неэлектрических приборов, работающих при возникновении аварийного или ненормального режима. Релейная защита автоматически определяет участок с аварией или ненормальным режимом и подает команду на отключение соответствующего выключателя или сигнал обслуживающему персоналу.

Защита действует на сигнал, когда нет необходимости в немедленном отключении участка, например при его перегрузке, или при возникновении замыкания на землю одной из фаз в сетях с изолированной нейтралью. При опасных перегрузках защита может действовать и на отключение соответствующего элемента электрической установки.

При коротких замыканиях защита всегда действует на отключение аварийного участка. Часто схемы релейной защиты связываются со схемами системной автоматики, в частности автоматического включения резерва (АВР) и автоматического повторного включения (АПВ) поврежденного элемента.

Релейная защита должна быть избирательной, быстродействующей, чувствительной и надежной. Кроме того, она должна быть экономичной, то есть стоимость ее установки должна быть оправдана тем технико-экономическим эффектом, который обеспечивает её работа за счет соответствующего снижения недоотпуска электрической энергии потребителям.

Согласно ПУЭ на отходящих линиях высокого напряжения устанавливают максимальную токовую защиту и токовую отсечку, т.е. защиту I и III ступеней.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока линии

где к_отс - коэффициент отстройки;

к_с.з - коэффициент самозапуска, к_с.з= 1,1;

к_в - коэффициент возврата.

В качестве исполнительного механизма МТЗ принимается электромагнитное реле с независимой характеристикой РТ-40.

Ток срабатывания реле определяется по формуле

где к_сх - коэффициент схемы (для неполной звезды к_сх = 1);

к_т.т- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания на оконечных потребителях.

Значение коэффициента чувствительности в основной зоне должно быть не менее 1,5

Токовая отсечка рассчитывается по максимальному значению тока короткого замыкания в конце защищаемой линии

Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания в месте установки защиты. Коэффициент чувствительности для токовой отсечки должен быть не менее 1,2. =4;

;

Линия Л-1 I_p=5,949 A
7,852/0.85 =9,238 А 9,238/2 =4,619 А.
Точка короткого замыкания K-2 Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания на оконечных потребителях. 550,499/9,238 =59,587 762,84/0,85 =897,458 А. 897,458/2 =448,729 А Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания в месте установки защиты. Коэффициент чувствительности для токовой отсечки должен быть не менее 1,2. 2203,599/897,458 =2,455>1,2 .
Линия Л-2 I_p=7,501 A
9,901/0.85 =11,648 А 11,648/2 =5,824 А.
Точка короткого замыкания K-3 Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания на оконечных потребителях. 550,4/11,648 =47,25 762,72/0,85 =897,317 А. 897,317/2 =448,658 А Коэффициент чувствительности определяется через минимальный ток короткого замыкания в месте установки защиты. Коэффициент чувствительности для токовой отсечки должен быть не менее 1,2. 2203,599/897,317 =2,455>1,2 .

19.Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

Рис.4 Однолинейная принципиальная схема ТП.

Разъединитель QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии: для трансформаторной подстанции ТП 1

тип РЛНДА-10/200;

номинальный ток 200 А;

номинальное напряжение 10 кВ;

амплитуда сквозного тока 20 кА;

ток термической стойкости 8 кА

Для защиты трансформатора с высокой стороны устанавливаются предохраните FU1 - FU3. Ток плавкой вставки предохранителя выбирается по условию

10,704 А.

Принимается предохранители типа 16 с током плавкой вставки 16 А.

Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным током 600А.

Трансформаторы тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672.

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-1 Максимальный ток - 3,673 А, ударный ток - 1,221 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 747,9 А, однофазный ток короткого замыкания - 289,7 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 4 А, током электромагнитного расцепителя 48 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 4 А>3,673 А;

2. 15 кА>1,221 кА;

3. 747,9/48=15,581;

4. 289,7/48=6,035

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-2 Максимальный ток - 3,673 А, ударный ток - 1,668 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 1021,9 А, однофазный ток короткого замыкания - 597,7 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 4 А, током электромагнитного расцепителя 48 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 4 А>3,673 А;

2. 15 кА>1,668 кА;

3. 1021,9/48=21,289;

4. 597,7/48=12,452

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-2 Максимальный ток - 6,77 А, ударный ток - 1,739 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 1065,099 А, однофазный ток короткого замыкания - 230 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 8 А, током электромагнитного расцепителя 96 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 8 А>6,77 А;

2. 15 кА>1,739 кА;

3. 1065,099/96=11,094;

4. 230/96=2,395

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-2 Максимальный ток - 46,207 А, ударный ток - 1,777 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 1088,3 А, однофазный ток короткого замыкания - 293,4 А. К установке принимается автоматический выключатель А3163 с током теплового расцепителя 50 А, током электромагнитного расцепителя 500 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 50 А>46,207 А;

2. 15 кА>1,777 кА;

3. 1088,3/500=2,176;

4. 293,4/500=0,586

Выбранный автоматический выключатель не удовлетворяет четвертому условия. Дополнительно устанавливаем защитную приставку ЗТ-0,4 с током уставки от однофазного КЗ 125 А. Получаем коэффициент : 2,347 Следовательно все условия выполняются

Разъединитель QS1 выбирается по тем же условиям, что и разъединитель питающей линии: для трансформаторной подстанции ТП 2 тип РЛНДА-10/200;

номинальный ток 200 А;

номинальное напряжение 10 кВ;

амплитуда сквозного тока 20 кА;

ток термической стойкости 8 кА

11,627 А.

Принимается предохранители типа 16 с током плавкой вставки 16 А.

Шины 0,4 кВ подключаются к трансформатору через рубильник QS2 типа Р2315 с номинальным током 600А.

Трансформаторы тока ТА1-ТА3 типа ТК20 служат для питания счётчика активной энергии СА4-И672.

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-1 Максимальный ток - 1,518 А, ударный ток - 1,776 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 1087,699 А, однофазный ток короткого замыкания - 582,8 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 1,6 А, током электромагнитного расцепителя 19,2 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 1,6 А>1,518 А;

2. 15 кА>1,776 кА;

3. 1087,699/19,2=56,651;

4. 582,8/19,2=30,354

Выбор автоматических выключателей на отходящих линиях производится исходя из следующих условий

1. , к_с.з = 1;

2. ;

3. ;

4. .

Линия Л-2 Максимальный ток - 8,378 А, ударный ток - 1,002 кА, двухфазный ток короткого замыкания - 613,8 А, однофазный ток короткого замыкания - 296,3 А. К установке принимается автоматический выключатель АЕ2063 с током теплового расцепителя 10 А, током электромагнитного расцепителя 120 A, и током динамической стойкости 15 кА.

1. 10 А>8,378 А;

2. 15 кА>1,002 кА;

3. 613,8/120=5,115;

4. 296,3/120=2,469

20.Расчёт контура заземления подстанций

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена, нейтраль трансформатора, должно быть не более 4 Ом при номинальном напряжении 380 В. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом заземлителей нулевого провода ВЛ-0,38 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, т.е. на ТП, и сопротивление повторного заземлителя не должны быть более 30 Ом. Сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ-0,38 кВ должно быть не более 10 Ом.

В сельских сетях в качестве заземлений рекомендуется применять угловую сталь. Сопротивление одного электрода из угловой стали, погруженного вертикально с вершиной на поверхности земли, определяется по формуле

где b_уг - ширина уголка, м;

р - удельное сопротивление грунта, Ом м;

1_с. - длина стержня, м.

Предварительное число стержней одиночного повторного заземления нулевого рабочего провода, которое нужно выполнить на концах ВЛ длиной более 200 м и на вводах от ВЛ к электроустановкам, подлежащим занулению, определяется по формуле

Число стержней на ТП без учета взаимного экранирования

Зная п_од, l_од и а - расстояние между стержнями, по приложению П.1 [Л1] определяется коэффициент взаимного экранирования з_с.

Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей на ТП определяется по формуле

Сопротивление соединительной полосы в_п= 40мм, длиной l = 33 м, проложенной на глубине h = 0,5м с учетом коэффициента экранирования з_c

определяется по формуле

расчетное сопротивление заземляющего устройства одиночного повторного заземлителя на ВЛ-0,38 кВ не должно превышать 30 Ом

Если на одной линии ВЛ-0,38 кВ имеется п одиночных повторных заземлителей, то сопротивление заземлителей нулевого рабочего провода не должно превышать 10 Ом

Тогда при количестве отходящих линий ВЛ-0,38 кВ сопротивление нейтрали трансформатора ТП не должно превышать 4 Ом

Расчет контура заземления трансформаторной подстанции ТП 1

18,36,7=122,616 Ом

122,616/30=4,087.

122,616/18,6=6,592Ом.

0,6554,902=3,215 Ом,

394,292/125,832=3,133 Ом.

3,133/2=1,566 Ом.

2,454/3,916=0,626 Ом.

Расчет контура заземления трансформаторной подстанции ТП2

18,36,7=122,616 Ом

122,616/30=4,087.

122,616/18,6=6,592Ом.

0,6554,902=3,215 Ом,

394,292/125,832=3,133 Ом.

3,133/2=1,566 Ом.

2,454/3,916=0,626 Ом.

Спецвопрос. Учет электроэнергии на базе многофункционального микропроцессорного счетчика электроэнергии серии альфа-евроальфа

Для автоматизации, контроля и учёта электроэнергии и мощности с учётом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего её развития на подстанции 110 кВ «Волгинская» рекомендуется замена на ответственных присоединениях счётчиков различной модификации на интеллектуальные счётчики серии Альфа и дополнительная установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства “ABB ВЭИ Метроника”.

История создания серии счетчиков АЛЬФА уникальна. Счетчик АЛЬФА должен был стать образцом измерительного устройства, который наиболее полно отвечал бы требованиям заказчиков. Для этой цели концерн АББ собрал двадцать крупнейших потребителей счётчиков в мире, которые определили самые важные с их точки зрения черты нового поколения электронных счётчиков.

Все специальные требования потребителей были учтены и, в результате, мы получили новую совершенную модель - электронный счётчик АЛЬФА.

Основная идея, заложенная при создании счетчика АЛЬФА - это возможность значительного расширения функций счетчика по отношению к базовой модели. Это достигается при помощи установки дополнительных электронных плат в корпус счетчика.

НАЗНАЧЕНИЕ СЧЁТЧИКОВ СЕРИИ АЛЬФА

Счётчик Альфа предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

Счетчики Альфа применяются в энергосистемах, крупными промышленными потребителями, предприятиями транспорта, а также промышленными и бытовыми потребителями в следующих целях:

Энергокомпаниями:

- определение выработки электроэнергии генераторами электростанций;

- учет перетоков энергии и мощности на межсистемных линиях;

- учёт отпуска электроэнергии потребителям энергосистемы;

- учёт расхода электроэнергии на собственные нужды предприятиями энергосистемы;

- контроль потерь электроэнергии и мощности;

- управление распределением электроэнергии;

- учет реактивной мощности;

- организация систем АСКУЭ для оперативно-диспетчерских служб Энергосбыта АО Энерго или предприятия.

Потребителями:

- для точного учёта потреблённой энергии и мощности в режиме многотарифности;

- оценка динамики электропотребления с учётом ограничений;

- автоматизации производства;

- выбор графика потребления энергии;

- прогнозирование величины заявленной мощности для предприятия;

- фиксация перерывов в энергоснабжении;

- передача измеренных параметров энергопотребления для служб Энергосбыта;

- для современного жилищного строительства прямое включение на ток до 150А;

управление тарификаторами и нагрузкой.

Счётчик Альфа имеет следующие функциональные возможности:

- измерение активных и реактивных энергий и мощностей в двух направлениях с классом точности - 0,2S и 0,5S;

- учёт потребленной и выданной электроэнергии в режиме многотарифности по 4 тарифным зонам;

- измерение максимальной мощности нагрузки на расчётном (от 1 до 60 мин) интервале времени;

- фиксация даты и времени максимальной активной и реактивной мощности для каждой тарифной зоны;

- запись и хранение в памяти счётчика данных графика нагрузки по 4 каналам;

- автоматический контроль нагрузки с возможностью ее отключения или сигнализации;

- передача результатов измерений на диспетчерский пункт по контролю и учету электроэнергии по цифровым и импульсным каналам связи;

- организация систем АСКУЭ на основе счетчиков Альфа.

Принцип измерения счётчика Альфа заключается в аналого - цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик Альфа состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах. Счетчик Альфа - микропроцессорные полностью электронные приборы, основные их преимущества - высокая надежность, точность (классы точности 0,2; 0,5; 1; 2 ), малая чувствительность к изменениям температуры окружающей среды, возможность передачи информации по цифровым и импульсным каналам, учет тарифных зон. Счетчики измеряют активную и реактивную энергию, автоматически пересчитывают электроэнергию на первичную сторону (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения). Измерение тока и напряжения силовых цепей осуществляется с помощью высоколинейных трансформаторов тока улучшенной конструкции и резистивных схем делителя напряжения. Активная мощность вычисляется путём умножения измеренных цифровых значений напряжений и токов с помощью измерительной сверхбольшой интегральной схемы (СБИС). Структурная схема счётчика ЕвроАльфа приведена на рис. П.5.

ПРИНЦИП РАБОТЫ СЧЁТЧИКОВ АЛЬФА

В счётчике Альфа используется импульсный источник питания, который позволяет обеспечить широкий диапазон рабочего напряжения от 70 до 440 В.

Фазные напряжения подаются непосредственно на основную плату счетчика через резистивные делители, используемые для согласования уровней входных сигналов с измерительной СБИС. Все резисторы - высокоточные, металлопленочные с минимальным температурным коэффициентом.

Первичный ток измеряется с помощью трансформаторов тока, специально разработанных в соответствии с требованиями к счетчику Альфа.

Трансформаторы тока имеют незначительную линейную погрешность и жесткие требования к величине сдвига по фазе.

Два различных значения нагрузочного сопротивления используются в выходной цепи тока на основной электронной плате. Меньшее значение сопротивления установлено для счетчиков прямого включения и большее значение сопротивления используется для счетчиков трансформаторного включения.

Счетчик Альфа - универсальный счетчик с одинаковой технологией изготовления (и с одинаковой точностью) для любого применения, трансформаторного или прямого включения.

Счётчик Альфа трансформаторного включения =1А работает в диапазоне токов от 1,0 мА до 2 А, = 5А - от 5,0 мА до 10 А.

Счётчик Альфа прямого включения работает в диапазоне токов = 80А - от 20 мА до 150 А.

Специально разработанный для счётчика Альфа микроконтроллер ведёт весь процесс измерения и обработки данных в цифровой форме, что позволяет сохранять заданную точность измерения во всём диапазоне рабочих температур от - 40°С до + 60°С при максимальной и минимальной нагрузках.

Микропроцессорное исполнение счетчика Альфа делает его программируемым, что позволяет использовать счетчик с широким набором разнообразных функций. Программирование счётчиков Альфа осуществляется програмным пакетом поставляемым по требованию заказчика.

Рассмотрим принцип работы СБИС. СБИС измерения содержит программируемый цифровой сигнальный процессор с тремя встроенными аналого-цифровыми преобразователями (АЦП).

Входные сигналы напряжения обрабатываются одним из А/Ц преобразователей, а входные сигналы тока обрабатываются вторым А/Ц преобразователем. Третий А/Ц преобразователь используется для выборки входного сигнала нуля напряжения и тока. Измерение нуля напряжения и тока увеличивает точность измерений при малых сигналах.

Импульсы, количество которых пропорционально измеренной энергии, с частотных выходов СБИС поступают на высокопроизводительный микроконтроллер. Микроконтроллер осуществляет функции контроля, передачи, приёма и отображения данных в счётчике Альфа.

Для счёта времени календаря используется кварцевый генератор. Время в счётчике может автоматически корректироваться во время считывания информации при помощи компьютера.

Во время перерывов в подаче питания все ключевые данные счетчика и данные о его конфигурации хранятся в неразрушаемой памяти ПЗУ микроконтроллера. Данные многотарифного режима хранятся в ОЗУ микроконтроллера и в ОЗУ дополнительной платы А+ до тех пор, пока на счетчик поступает питание.

В период отключения основного питания, литиевая батарея (если она предусмотрена модификацией счётчика) обеспечивает питание генератора импульсов 32768 Гц, поддерживающего работу внутреннего календаря для сохранения правильного счёта времени.

Параллельно батарее через блокирующий диод включен суперконденсатор. Первоначально энергия при перерывах в подаче питания поступает от суперконденсатора, который имеет достаточную ёмкость для поддержки работы памяти и календаря в течение нескольких часов.

После разрядки конденсатора батарея обеспечивает подачу питания для хранения данных в течение длительного срока до 2-3 лет в зависимости от температуры окружающей среды.

КОНСТРУКЦИЯ СЧЁТЧИКОВ АЛЬФА

Счётчик Альфа состоит из трёх основных блоков: корпуса, электронного блокаи шасси. Измерительные датчики напряжения и тока, основная электронная плата с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующий микроконтроллер располагаются в корпусе и электронном блоке. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах.

Счётчик Альфа отличается по своему внешнему виду от других счётчиков. Стабилизированный ультрафиолетом серый поликарбонатный корпус обеспечивает защиту от старения и предохраняет от ударов и механических повреждений.

Прозрачное окошко вварено с помощью ультразвука в лицевую поверхность крышки. Окошко покрыто твердым и устойчивым к износу покрытием. Сквозь окошко чётко видны данные измерений на дисплее счётчика.

Один и тот же корпус подходит ко всем типам счётчиков Альфа, что сокращает количество комплектующих деталей, упрощает сборку и последующую эксплуатацию счётчиков разных типов.

Модуль шасси включает основание, датчики тока, шины тока и напряжения, соединительные кабели цепей тока и напряжения с основной электронной платой.

Шасси счетчика состоит из высокопрочного литого основания, изготовленного из поликарбонатного пластика. К шасси крепится клемная колодка для подключения к силовым цепям тока и напряжения.

Для счетчиков прямого включения на верхней части клемника ставятся перемычки, соединяющие соответствующие фазы тока и напряжения.

В отличии от других счётчиков в счётчике Альфа реализовано большое расстояние (не миллиметры, а сантиметры) между токопроводами фаз А, В и С, что позволяет повысить надёжность и точность работы счётчика при больших нагрузках.

К разъёмам шасси подключены также соединительные кабели для связи счётчика с различными устройствами сбора данных по цифровым или импульсным каналам.

В зависимости от установки счётчиков Альфа в трёх или четырёхпроводных линиях, производятся двух- и трёх- элементные счётчики Альфа.

Электронный блок счётчика содержит в себе:

- основную электронную плату, осуществляющую функции измерения и регистрации;

- дисплей счётчика на жидких кристаллах для отображения измеряемых величин и других требуемых данных;

- элементы оптического порта;

- съёмный щиток (шильдик) с обозначением типа счетчика;

- переключатели режимов работы дисплея.

В корпус счётчика встраиваются дополнительные электронные платы, которые значительно расширяют функциональные возможности счётчика.

Дополнительные платы подключаются к основной плате счётчика и друг к другу с помощью контактных разъемов.

На дисплее счётчика высотой 25 мм, поочерёдно с длительностью от 1 до 15 секунд отображаются измеряемые параметры.

Последовательность и длительность отображаемых параметров определяются с помощью программного обеспечения. Можно запрограммировать для вывода на дисплей до 64 различных параметров.

ЖКИ функционирует и позволяет осуществлять считывание данных в температурных пределах до -40°С. ЖКИ может храниться без повреждения при температурах до -55°С.

На дисплее счётчика отображаются следующие параметры:

1. Величины измеряемых параметров.

ЖКИ показывает на шести разрядах цифровые значения измеряемых величин.

2. Цифровой идентификатор.

Три меньшие цифры идентифицируют номера отображаемых параметров.

3. Буквенная зона идентификаторов.

Используется в дополнение к цифровым идентификаторам для пояснения отображаемых значений.

Например:

ABCD - буквы указывают на тарифные зоны;

CUM - суммарное значение максимальной мощности;

KWARh - мощность или энергия в следующих единицах: kW, kWh, kVA, kVAh, kVAR или kVARh;

PREV - данные за предыдущий расчетный период, или данные предыдущего сезона и т.п.

Эти идентификаторы могут быть представлены в различных комбинациях для указания какого-либо конкретного отображаемого значения, например:

RATE A kWh - киловатт-часы за тарифную зону А;

MAX kW - значение максимальной мощности в киловаттах.

4. Индикаторы напряжений.

Три индикатора, показывающие наличие напряжения фаз (А, В, С), отображаются на ЖКИ в виде трех отдельных окружностей с буквенными обозначениями внутри.

Каждая окружность постоянно светится при наличии напряжения. Если напряжение отсутствует, то индикатор фазы мигает, указывая на возникшую неисправность.

5. Индикаторы направления потока энергии.

Шесть оптических индикаторов указывают направление активной (верхний ряд) и реактивной или полной энергии (нижний ряд), в зависимости от модификации счетчика.

Правая стрелка мигает, когда энергия потребляется из сети. Левая стрелка мигает, когда энергия выдается в сеть (указывая обратный поток энергии).

Стрелки индикаторов мигают с частотой, пропорциональной приложенной нагрузке.

6. Индикатор конца интервала (EOI).

Индикатор конца интервала используется для сигнализации об окончании интервала усреднения при измерении мощности. Индикация конца времени интервала EOI возникает за 10 секунд до окончания интервала усреднения, и с окончанием этого интервала индикация EOI исчезает.

Дисплей может быть запрограммирован для работы в двух режимах: нормальном и вспомогательном.

Нормальный режим работы. Счетчик всегда работает в нормальном режиме до тех пор, пока не будут нажаты кнопки ALT или TEST, или пока не будет обнаружена ошибка в работе узлов счетчика. В этом режиме на дисплее отображаются минимальные данные, используемые для коммерческих расчетов, такие как:

- суммарное и по тарифным зонам потребление активной (кВтч) и реактивной (кварч) энергии;

- время и дата потребления максимальной мощности (кВт) по отдельным тарифным зонам;

- текущее время и дата и т.д.

Вспомогательный режим (ALT). Этот режим устанавливается после нажатия кнопки ALT. Обычно применяется для отображения данных, не используемых для коммерческих расчетов, таких как:

количество сбросов показаний счётчика;

дата последнего считывания;

дата перепрограммирования;

время, дата и количество перерывов в подаче питания;

значения энергии и мощности за предыдущий период учёта и т.д.

По истечении одного полного цикла вспомогательного режима счетчик автоматически возвращается к нормальному режиму работы.

Режим тестирования (TEST). Используется обычно для поверки счетчика.

Режим ошибки. Если счетчик обнаруживает условие, которое влияет на его работу или на сохранность накопленных данных, то он автоматически переключается в режим ошибки.

Сигналы ошибок и предупреждений отображаются как сообщения Err и F с соответствующими кодовыми обозначениями, указывающими на характер ошибки.

БАЗОВЫЕ МОДИФИКАЦИИ СЧЕТЧИКОВ АЛЬФА

В зависимости от требований Заказчика счетчик Альфа может быть выполнен в пяти основных исполнениях. Дополнительные функции могут быть получены с помощью установки различных электронных плат, которые подключаются к основной плате счетчика Альфа.

1. А1D - Базовый счётчик Альфа. Счетчик предназначен для измерения активной энергии и максимальной мощности.

2. А1Т - Многотарифный счетчик Альфа. Счетчик предназначен для измерения активной энергии и максимальной мощности в многотарифном режиме до 4 тарифов.

3. А1R - Счётчик Альфа для измерения активной и реактивной энергии и мощности. Обладает возможностью измерения в двух вариантах: активная энергия и максимальная мощность в многотарифном режиме и суммарная реактивная энергия без режима многотарифности, или реактивная энергия и максимальная мощность в многотарифном режиме и суммарная активная энергия без режима многотарифности.

Изменение варианта измерений производится при помощи программного обеспечения EMFPLUS или ALPHAPlus.

4. А1К - Идентичен счётчику Альфа типа A1R, за исключением того, что производится измерение полной энергии и мощности вместо реактивной.

Для расширения функциональных возможностей счетчика Альфа используются две платы - плата А+ и плата С (плата Реле). Счётчик Альфа приобретает следующие дополнительные функциональные возможности:

- измерение активной и реактивной энергии в двух направлениях;

- запись и хранение данных графика нагрузки;

- передача результатов измерения по цифровым или импульсным каналам связи.

5. ЕвроАльфа - Осуществляет аналого-цифровое преобразование величин напряжения и тока с последующим вычислением мощности и энергии; измерение токов и напряжений в линии переменного тока при помощи специальных датчиков тока и резистивных делителей напряжения; выполнение преобразования величин и других расчетов с использованием измерительной СБИС (DSP), включающей в себя цифровой сигнальный процессор (DSP) со встроенным аналого-цифровыми преобразователями (АЦП), которые выделяют дискретные значения каждого входного сигнала тока и напряжения в заданные моменты времени; микропроцессорное вычисление значения напряжения и тока и передачу их в микроконтроллер - звено между процессором и периферийными устройствами схемы. Микроконтроллер обрабатывает, запоминает данные и служит для вывода их на дисплей и передачи через интерфейсы счетчика.

Плата А+: используется для придания базовым типам счетчиков А1R, А1К функций измерения энергии и мощности в двух направлениях, а также хранения данных графика нагрузки (до четырёх каналов), в том числе и для А1Т. Плата А+ выпускается в трёх модификациях: AO, OL и AL. При использовании платы А+ базовые типы счетчиков могут быть модифицированы в следующие типы A1T-OL, A1R-AО, A1R-OL, A1R-AL, A1K-AO, A1K-OL, A1K-AL (буква L обозначает наличие функции хранения данных графика нагрузки, а буква А обозначает функцию измерения энергии и мощности в двух направлениях).

5. A1R-L: многотарифный счётчик активной и реактивной энергии и максимальной мощности с записью графика активной нагрузки в память счётчика. Конструкция счетчика идентична конструкции А1R, за исключением того, что позволяет записывать данные по измеренной активной энергии для каждого интервала усреднения.

6. A1T-L: многотарифный счётчик активной энергии и максимальной мощности с записью графика активной нагрузки в память счётчика. Конструкция счетчика идентична конструкции А1Т, за исключением того, что позволяет записывать данные по измеренной мощности для каждого интервала усреднения. Эти данные могут считываться предприятием ежемесячно или по требованию, для обеспечения комплексной записи мощности за расчетный период согласно реальному времени и дате.

7. A1R-A: многотарифный счётчик, измеряющий активную и реактивную энергию и максимальную мощность в двух направлениях. Основные характеристики этого типа счетчика идентичны типу А1R, за исключением того, что данный счетчик обладает дополнительной способностью проводить измерения в многотарифном режиме активной и реактивной энергии в двух направлениях. Счетчик может быть запрограммирован на любой из следующих наборов показаний:

1) одноквадрантные измерения в многотарифном режиме активной и реактивной энергии и мощности:

потребляемая активная энергия;

потребляемая реактивная энергия (только один квадрант);

- среднее значение коэффициента мощности (cos j) последнего интервала усреднения активной мощности;

- средние значение коэффициента мощности за расчетный период.

2) двухквадрантные измерения в многотарифном режиме активной и реактивной энергии и мощности:

- потребляемая активная энергия;

- реактивная энергия 1-го квадранта (индуктивная нагрузка);

- реактивная энергия 4-го квадранта (ёмкостная нагрузка);

- среднее значение коэффициента мощности (cos j) последнего интервала усреднения активной мощности;

- среднее значение коэффициента мощности за расчетный период.

3) четырехквадрантные измерения в многотарифном режиме активной и реактивной энергии и мощности:

- потребляемая активная энергия;

- выданная активная энергия;

- реактивная энергия 1-го квадранта;

- реактивная энергия 2-го квадранта;

- реактивная энергия 3-го квадранта;

- реактивная энергия 4-го квадранта;

- реактивная мощность 1-го квадранта в момент максимального потребления активной мощности;

- реактивная мощность 2-го квадранта в момент максимальной выработки активной мощности.

8. A1R-AL: многотарифный счётчик, измеряющий активную и реактивную энергию и максимальную мощность с записью в память счётчика графиков активной и реактивной нагрузки в двух направлениях. Счётчик АЛЬФА, обладающий максимальным набором функций. Основные характеристики этого счетчика идентичны типу A1R-A, за исключением того, что установленная дополнительная память на плате А+ даёт возможность записать значения мощности за полный учетный период.

В память могут быть записаны значения таких измеряемых величин как активная мощность в двух направлениях и реактивная мощность в двух направлениях.

Интервалы записи мощности могут быть выбраны из ряда 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 мин. Глубина записи данных в память зависит от интервала времени, выбранного для записи и количества используемых каналов. Например, при 4-канальной записи с интервалом усреднения 30 мин данные накапливаются в течение 320 дней; с интервалом в 5 мин - в течение 53 дней.

9. А1К-А: многотарифный счётчик, измеряющий активную и полную энергию и максимальную мощность в двух направлениях. Основные характеристики этого счетчика идентичны типу А1К, за исключением того, что данный счетчик обладает возможностью проводить измерения активной энергии в двух направлениях и полной энергии. Кроме того имеется возможность измерения коэффициента мощности в следующих режимах:

- среднее значение коэффициента мощности за расчетный период для потребленной активной энергии;

- среднее значение коэффициента мощности за расчетный период для выданной активной энергии;

- значение коэффициента мощности последнего интервала усреднения для потребленной активной энергии;

- значение коэффициента мощности последнего интервала усреднения для выданной активной энергии.

10. A1K-AL: многотарифный счётчик, измеряющий активную и полную энергию и максимальную мощность с записью в память счётчика графиков активной и полной нагрузки в двух направлениях. Основные характеристики этого счетчика идентичны типу A1K-A, за исключением того, что запись данных в память счетчика, производимая счетчиком A1K-AL, осуществляется подобно записи в счетчике A1R-AL.

ИНТЕРФЕЙСЫ СЧЁТЧИКА АЛЬФА

На плате С (плата Реле) расположены интерфейсы счётчика Альфа, которые используются для организации связи счётчика с различными устройствами сбора данных по цифровым или импульсным каналам связи.

1. Электронные реле с оптической развязкой, на выходе которых частота импульсов пропорциональна измеренной мощности. Можно заказать и установить в выбранную вами модификацию счётчика Альфа электронную плату С с одним или более полупроводниковыми реле, которые могут быть запрограммированы для вывода следующей информации:

- первое реле - выход по активной потребленной энергии;

- второе реле - выход по реактивной потребленной энергии;

- третье реле - выход по активной выданной энергии;

- четвёртое реле - выход по реактивной выданной энергии.

Частота импульсов на выходе реле пропорциональна измеренной мощности, а количество - измеренной энергии (активной и реактивной в двух направлениях в зависимости от типа счетчика). Для увеличения помехозащищенности передаваемой информации электронные реле выполнены для тока нагрузки до 100 мА, с рабочим напряжением до 120 В. Эти реле могут работать как на постоянном, так и на переменном токе.

2. Электронная плата с двумя гальванически развязанными группами реле. Плата позволяет осуществлять считывание информации со счётчика АЛЬФА по импульсным каналам на две независимые системы АСКУЭ. На плате могут быть размещены группы по два или пять полупроводниковых реле на каждый канал. Частота импульсов на выходах реле может задаваться в широком диапазоне с помощью программного обеспечения EMFPLUS, что позволяет включать счётчики Альфа практически в любую существующую систему АСКУЭ. На плате С совместно с электронными реле размещаются цифровые интерфейсы.

3. ИРПС 'Токовая петля'.

ИРПС 'токовая петля' с оптической развязкой на 1,5 кВ позволяет передавать по одной паре информационных проводов не только данные об измеренной энергии и мощности, но и многочисленную дополнительную информацию, такую как:

- время и дату начала отключения питания или фазы;

- время и дату окончания перерыва питания или включения фазы;

- тип счетчика и постоянные, отражающие схему подключения счетчика к внешним цепям;

- наличие тарифных зон и их распределение по суткам;

- данные самодиагностики счетчика и расшифровка этих сообщений и другие данные.

Интерфейс ИРПС 'токовая петля' используется в случаях, где требуются повышенные требования и достоверность переданной информации, поскольку протокол обмена предусматривает выдачу подтверждения правильности принятой или переданной информации. Интерфейс ИРПС 'токовая петля' позволяет передавать информацию последовательным кодом на расстояния до 1,5 км. Протоколы обмена по интерфейсу 'токовая петля' поддерживаются аппаратно-программными средствами платы А+. Поэтому для возможности работы счетчика по ИРПС 'токовая петля' счетчик должен иметь в своем составе плату А+ модификации AL, A0 или 0L).

4. Четырехпроводный цифровой интерфейс RS-485.

Позволяет считывать информацию со счётчика с расстояния до 1,5 км, а также объединять до 31 счётчика на общую шину без каких-либо дополнительных устройств.

5. Оптический порт связи.

Оптический порт используется для связи счётчика Альфа с компьютером для:

- заводской калибровки,

- программирования,

- метрологической поверки,

- задания различных постоянных.

Кроме этого, оптический порт используется при снятии информации со счётчиков Альфа на месте их установки при помощи инженерного пульта или переносных компьютеров Notebook.

ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЧЁТЧИКОВ АЛЬФА

Кабель UNICOM PROBE представляет собой устройство связи между оптическим портом счетчика и последовательным портом компьютера RS-232. UNICOM PROBE преобразует оптические сигналы счетчика в уровень напряжений цифрового интерфейса RS-232. Длина кабеля преобразователя 2м. Питание этого устройства может осуществляться или от батареи 9 В или от сетевого адаптера.

На плате с имеется дополнительное пятое реле, которое используется для подачи сигнала для управления нагрузкой. Регулирование нагрузки может осуществляться в следующих режимах:

- срабатывания реле в тарифных зонах в соответствии с заданной уставкой мощности (для каждой тарифной зоны можно определить уставку срабатывания реле);

- срабатывания реле с наступлением заданной тарифной зоны.

Реле регулирования нагрузки может использоваться как сигнальное в случае превышения мощности заданной уставки. Общие характерные особенности защитных функций счётчика Альфа.

Каждый счетчик имеет свой пароль, который используется на уровне обмена информацией между счетчиком и компьютером, с помощью которого осуществляется доступ к данным счетчика и его перепрограммирование. Кроме этого, программное обеспечение имеет свои входные коды, препятствующие работе с программным пакетом несанкционированными лицам. Программный пакет EMFPLUS 2.30 (504MD) предоставляет три различных уровня доступа к счётчикам для:

- потребителя;

- эксплуатационных служб Энергоснабжающих организаций;

- ремонтных служб Энергоснабжающих организаций, имеющих право Госповерки.

В конструкции счетчика обеспечивается двойное пломбирование между крышкой и основанием. Крышка счетчика запечатывается пломбой завода-изготовителя при проведении калибровки и тестирования счётчика, а также пломбой Госстандарта при проведении поверки счётчиков госповерителем. Крышка клеммника может быть опечатана дополнительной пломбой при установке счётчика службами местного Энергонадзора. Крышку счетчика нельзя снять, не сняв сначала крышку клеммника без нарушения пломбы.

Самодиагностика электронных узлов и компонентов.

Электронные узлы счетчика под управлением его программных средств подвергаются самодиагностике каждые 24 часа. При этом проверяется работа всех основных узлов счётчика Альфа: встроенной батареи, микропроцессора, памяти, внутренних интерфейсов, работа сегментов дисплея и т.д. Выявленная неисправность вызывает появление на дисплее счётчика сообщение об ошибке.

Счетчик Альфа записывает в память количество всех отключений питания (до 9999 отключений), а также время и дату начала и конца последнего отключения питания.

Счетчик хранит количество сбросов мощности (до 99), которые имели место с момента последнего перепрограммирования счетчика. В памяти счетчика хранится также количество дней с момента последнего сброса мощности, а в случае работы счетчика в многотарифном режиме и дата последнего сброса мощности.

Счетчик записывает общее количество обращений к нему через оптический порт (до 99), а также последнюю дату перепрограммирования и дату, когда какие-либо данные в самом счетчике были изменены.

Просмотр журнала связей осуществляется с помощью программного обеспечения EMFPLUS.

Счётчики Альфа калибруются на автоматической калибровочной станции предприятия АББ ВЭИ Метроника. Заказчик приобретает счётчики Альфа уже поверенные Госстандартом и дополнительно эту операцию оплачивать не надо. Межповерочный интервал счётчика - 8 лет. Следующую поверку поверку может осуществить местное отделение Энергонадзора или специализированные сервисные центры, создаваемые АББ ВЭИ Метроника, с привлечением специалистов Госстандарта.

Для поверки счётчиков Альфа применяется стандартное поверочное оборудование с образцовым счётчиком класса точности 0,05. Для поверки счётчиков Альфа на месте установки используется образцовый счётчик Альфа класса точности 0,1, выпускаемый на заводе АББ ВЭИ Метроника в Москве.

Технические характеристики счётчиков Альфа сведены в табл. 7

Таблица 7. Технические характеристики счётчиков Альфа

Класс точности	0,2S и 0,5S
Количество тарифов	4 тарифные зоны (утро, день, вечер, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время
Диапазон токов счётчика
прямого включения трансформаторного включения	= 80 А 50 мА - 150 А = 5 А 5,0 мА - 10 А = 1 А 1,0 мА - 2 А
Максимальный ток в течении 1 с0,5 с	100 А трансформаторного включения 800 А прямого включения
Диапазон рабочих напряжений	100 (100/ ), 220, 380 (380/) В
Диапазон частоты сети	47,5 - 52,5 Гц
Рабочий диапазон температур	от - 40С до +60С
Влажность (не конденсирующаяся)	0 - 95 %
Потребляемая мощность счётчика	менее 3,6 ВА
Скорость обмена информацией: - по оптическому порту (RS-232) - по интерфейсу “токовая петля” - по интерфейсу RS-485	1200, 9600 бод 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бод 2400, 4800, 9600, 19200 бод
Передаточное число	1000 импульс/кВтч (прям. вкл.) 10000, 100000 импульс/кВтч (трансф. вкл.)
Сохранность данных при перерывах питания	срок 2-3 года при помощи батареи в постоянном режиме разряда
Регистрация отключений питания	до 9999 отключений
Защита коммерческой информации	3 уровня паролей доступа плюс аппаратная блокировка
Сомодиагностика счётчика	1 раз в сутки
Масса	3,0 кг
Габариты	262х180х180 мм
Срок службы	30 лет
Межповерочныйй интервал	8 лет
Гарантия производителя	3 года

УСТАНОВКА СЧЁТЧИКОВ ЕВРОАЛЬФА

На ПС «Волгинская» 110 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 10 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущая на собственные нужды подстанции также используем счётчики ЕвроАльфа. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока (смотри схему подключения счётчиков Альфа трансформаторного включения).

Рис. 7.1 Трёхфазная четырёхпроводная сеть с подключением через трансформаторы тока (трёхэлементные счётчики).

Схемы подключения счётчиков ЕвроАльфа представлены на рис. 6

Такие схемы подключения счCётчиков позволяют использовать выбранные трансформаторы тока и напряжения не только для релейной защиты, но и для учёта электроэнергии как высоковольтных линий 110 кВ и 10 кВ, так и для учёта электроэнергии, идущую на собственные нужды подстанции. Cчётчик ЕврроАльфа - надёжный и точный прибор учёта для производителей и потребителей электроэнергии и гораздо дешевле по сравнению с Альфа счетчиками и их зарубежными аналогами [25]. Эффективность в применении, удобство в обслуживании - лучшие решения для информационных технологий и автоматизированных систем. ЕвроАльфа - многотарифный, микропроцессорный трёхфазный счётчик электроэнергии. Счётчик ЕвроАльфа отвечает или превосходит все существующие требования Госстандарта. Поэтому можно быть уверенным, что он будет работать надёжно.

Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ)

Концерн АББ придает большое значение разработке точных измерительных приборов на основе передовой микропроцессорной технологии.

АББ ВЭИ Метроника - одна из более чем десяти компаний АББ в мире, производящих счётчики электроэнергии серии Альфа.

Благодаря своей надежности в работе, точности в измерении и эффективности в применении счетчики серии АЛЬФА начали широко использоваться в наших странах. Сегодня счетчики АЛЬФА эксплуатируются во всех регионах России и СНГ. В числе заказчиков и предприятия энергетики и промышленности, мелкомоторные и бытовые потребители.

Для достаточно крупных предприятий (с числом счетчиков 5-10) целесообразно внедрять автоматизированную систему коммерческого учета электроэнергии с одновременной установкой счетчиков АЛЬФА. АББ предлагает различные системы АСКУЭ, соответствующие разным техническим потребностям и финансовым возможностям предприятий: АльфаМЕТ ИВК «Метроника», АльфаСМАРТ и АльфаЦЕНТР. Эти системы уже несколько лет применяются в России и заслужили положительные отзывы заказчиков.

Система АльфаМЕТ предназначена для небольшого и среднего промышленного предприятия, обеспечивает решение основных задач коммерческого учета электроэнергии. АльфаМЕТ позволяет оперативно собрать все данные со счетчиков серии Альфа, произвести анализ потребления и подготовить отчеты, необходимые для осуществления платежей.

Система АльфаСмарт позволяет автоматически считывать информацию не только со счетчиков Альфа, но и со старых счетчиков с импульсными выходами, что позволяет рационально расходовать средства. Счетчиками Альфа можно оснастить основные направления, например коммерческий учет (оставив старые счетчики для технического учета). Информация со счетчиков считывается специализированными устройствами сбора и обработки данных (УСПД) серии RTU-300, которые передают эту информацию выше. Одно RTU способно объединить 80 счетчиков по цифровому каналу и столько же по импульсным. Использование RTU-300 позволяет ускорить сбор данных со счетчиков и добавить еще один уровень обработки информации в распределенной и иерархической системе крупного предприятия.

АльфаЦЕНТР удовлетворяет потребностям заказчиков всех уровней - от небольших предприятий с несколькими счетчиками до распределенных энергосистем с несколькими тысячами счетчиков. Программный комплекс базируется на принципах клиентсерверной архитектуры - ОС Windows NT/2000, UNIX, СУБД, ORACLE).

Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаМЕТ (ИВК «Метроника)

Это измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности. Основное назначение - высокоточный учет расхода электроэнергии на электропотребляющем и электропоставляющем предприятиях. Система обеспечивает измерение потребления активной и реактивной энергии (включая обратный переток) за заданные временные интервалы по отдельным счетчикам, заданным группам счетчиков и предприятию в целом с учетом многотарифности, а также средних (получасовых) значений активной мощности (нагрузки) и средних (получасовых) максимумов активной мощности (нагрузки) в часы утреннего и вечерних максимумов нагрузки по отдельным счетчикам, заданным группам счетчиков и предприятию в целом. В составе комплекса для организации рационального энергопотребления предприятия предусмотрена возможность построения графиков получасовых и при необходимости, трехминутных нагрузок.

ИВК «Метроника» поставляют в виде одноуровневых или двухуровневых комплексов. Нижний уровень комплексов объединяет технические и программные средства и позволяет группировать счетчики по местам их расположения в объекты контроля на основе мультиплексоров расширителей МПР-16, интерфейсов ИРПС и RS-422/485 с соответствующими преобразователями, адаптеров АББ, устройств UNICOM PROBE.

Измерительные каналы системы формируются путем соединения следующих технических средств:

· счетчиков электроэнергии типа ЕвроАльфа;

· мультиплексоров - расширителей семейства МПР-16;

· компьютеров типа IBM PC (уровень не ниже Pentium-100, оперативная память не менее 16 Мб, жесткий диск от 1 Гб);

· модемов и радиомодемов;

· адаптеров АББ;

· оптических устройств UNICOM PROBE.

Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаСМАРТ

АльфаСМАРТ - это цифровая автоматизированная система сбора данных об электропотреблении, предназначена для оперативного контроля потребления электроэнергии и мощности непосредственно на объекте и учета потребления электроэнергии и мощности в распределенной энергосистеме. Решение АСКУЭ в виде иерархической системы с распределенной обработкой позволяет увеличить надежность и производительность системы, снизить требования к пропускной способности каналов связи и стоимость системы по сравнению с другими системными решениями.

Основные элементы АСКУЭ АльфаСМАРТ:

микропроцессорные счетчики электроэнергии ЕвроАльфа;

специализированные УСПД серии RTU-300, разработанные на основе сетевых промышленных контроллеров SMART, IUC и контроллеров стандарта VME;

каналы сбора данных со счетчиков, модемы, мультиплексоры;

программное обеспечение верхнего уровня под Windows 95, NT.

Основные задачи, решаемые УСПД RTU-300:

· сбор измерений и сервисных данных со счетчиков ЕвроАльфа;

· обнаружение и подстчет импульсов с электросчетчиков с целью расчета средних мощностей и энергий;

· расчет именованных физических величин по отдельным и групповым каналам измерения;

· ведение архивов измеряемых величин в соответствии с типовыми требованиями к АСКУЭ;

· расчет двух графиков нагрузок с двумя разными интервалами усреднения для целей коммерческого учета и технического учета в сочетании с коммерческим управлением;

· поиск максимальных мощностей (включая групповые максимумы) на заданных временных интервалах;

· многотарифный учет энергии и мощности (до 48 тарифов, 48 тарифных зон);

· ведение календаря (четыре сезона и четыре типа дней недели);

· поддержание единого системного времени с заданной точностью (время со счетчиков, имеющих встроенные часы, считывается в каждой коммуникационной сессии и корректируется при выходе из заданных пределов, измерения по импульсным сигналам привязаны ко времени контроллера);

· сравнивание измеряемых величин с заданными допусками и формирование соответствующих сообщений на верхний уровень, а при необходимости выдача управляющих воздействий;

· расчет «баланса» объекта;

· режим «догона» в штатной временной диаграмме работы;

· поддержка локальной сети (Ethernet);

· передача данных по выделенным и коммутируемым линиям связи (включая узкополосные каналы телемеханики 50-100 Бод);

· проверка работоспособности счетчиков (производящих и не производящих самотестирование);

· встроенный контроль работоспособности;

· ведение журнала событий;

· защита от несанкционированного доступа на уровень программного обеспечения и конструкции;

· режим настройки (конфигурирования) УСПД на объект.

Для конфигурирования УСПД, сбора, отображения и обработки собранной информации разработано специализированное программное обеспечение AlphaSmart (требования: PC- совместимый компьютер не ниже Pentium-133 с ОЗУ емкостью 16 Мб и ОС Windows 95/NT).

Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии АльфаЦЕНТР

АльфаЦЕНТР - это система учета для рынков электроэнергии и мощности. ИВК АльфаЦЕНТР предназначены для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, обработки, хранения данных со счетчиков электроэнергии и отображения полученной информации в удобном для анализа виде.

ИВК АльфаЦЕНТР осуществляет измерение активной и реактивной мощности в двух направлениях и потребления активной и реактивной энергии за сутки, месяц, год (по группам в целом и с раскладкой по временным зонам). Определяются средние мощности на интервале усреднения 1,3,5,10,15 или 30 минут. При этом с разных точек учета можно снимать профили с разным интервалом усреднения. Фиксируется максимальная средняя мощность на коммерческом интервале по расчетным группам и временным зонам. Проводятся автоматические расчеты по расчетным группам и временным зонам, отслеживается превышение заданных лимитов, ведутся архивы. Система поддерживает единое системное время с целью обеспечения синхронных измерений и проводит диагностику полноты данных. Также осуществляется индикация следующих параметров (без нормирования точности, для непосредственного опроса счетчиков ЕвроАльфа, минуя УСПД): частота, пофазные токи и напряжения, пофазные углы сдвига между токами и напряжением, пофазная мощность.

Система в параллельном режиме проводит сбор данных со счетчиков и контроллеров через выделенные и коммутируемые каналы связи, расчеты, самодиагностику и диагностику компонентов нижнего уровня, анализ полноты данных и сбор недостающих. Программные пакеты серии АльфаЦЕНТР (АС) позволяют удовлетворить потребности в автоматизации коммерческого и технического учета электроэнергии как потребителей с несколькими счетчиками, так и распределенных предприятий уровня АО - энерго с большим количеством объектов и пользователей. Все варианты программного обеспечения полностью совместимы.

Комплекс имеет встроенный контроль работоспособности и фиксирует все случаи неисправности в собственном журнале событий. Для защиты данных и параметров комплекса от несанкционированных изменений предусмотрены механическая и программная защита. Предусмотрен автоматический рестарт после пропадания - возобновления питания.

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен расчёт электроснабжения населенного пункта. Выбрано новое оборудование для снабжения данного объекта, выбрана защита для трансформаторной подстанции, сделаны предложения для снижения потребления электроэнергии. Выполнение курсового проекта позволяет студентам приобрести инженерно-технические навыки, укрепления знаний. Выполненный курсовой проект будет применятся для дипломной работы.

Список использованных источников

электроснабжение населенный пункт трансформатор ток

1. Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие для техникумов. - М. Энергоатомиздат. , 1989 - 528с. ил.

2. Электротехнический справочник. Под общей редакцией А.Т. Голованова и др. - М.: Госэнергоиздат, 1967

3. Электрические сети и станции. Под общей редакцией Л.Н. Бебтизанова. М.-Л., Госэнергоиздат, 1963.

4. Электротехнический справочник: Учебное пособие для энергетических и электротехнических институтов и факультетов. - М.: Госэнергоиздат, 1952. - 640с.: ил.

5. Б.К. Зотов. Алюминиевые провода кабели и шины. М.-Л., издательство 'Энергия', 1956. 88 с. черт. (Библиотека электромонтера Вып.187)

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т. Под общей редакцией А.А. Федорова, т.2, Электрооборудование. - М.: Энергостомиздат, 1987.- 592 с.: ил.

7. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под общей редакцией В.И. Круповича и др. - М.: Энергоиздат, 1981 г.

8. Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией В.И. Круповича, Ю.Г. Борыбина, М.Л. - М. 'Энергия', 1980. - 456с.

9.Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельскогохозяйства / Л.И. Васильев, Ф.М. Ихтейман, С.Ф. Симоновский и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Агропромиздат, 1989. - 159 с.: ил.