Электроснабжение жилого микрорайона

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1 Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона

1.1 Краткая характеристика города как потребителя электрической энергииa

1.2 Характеристика системы электроснабжения

1.3 Характеристика жилого микрорайона города

1.4 Выбор структуры, напряжения и схем системы электроснабжения

1.4.1 Выбор структуры системы электроснабжения

1.4.2 Выбор напряжения системы электроснабжения

1.5 Надежность электроснабжения потребителей

1.6 Расчет распределительных сетей низкого напряжения

1.6.1 Расчет распределительных сетей низкого напряжения 0.4 кВ

1.6.2 Определение расчетных токов и выбор сечений кабельных линий

1.7 Выбор типа трансформаторной подстанции

1.7.1 Схемы и конструкции ТП

2 Актуальность создания АСКУЭ

2.1 Актуальность создания АСКУЭ

2.2 Задачи контроля и управления параметров электропотребления

2.3 Обзор существующих средств и способов учета параметров энергопотребления

2.4 Коммерческие и технические АСКУЭ

2.5 Обзор современных средств для реализации АСКУЭ : счетчики, ТП, линии связи

3 Автоматизация учета потребления электроэнергии жилого микрорайона

3.1 Технология PLC

3.2 Состав и принцип работы АСКУЭ жилого микрорайона

3.3 Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии жилого микрорайона (АСКУЭ)

3.3.1 Однофазный электронный счетчик МЕРКУРИЙ-200

3.4 Схема учета потребления электроэнергии жилого микрорайона

на основе систем PLC

4 Охрана труда

5 Промышленная экология

6 Экономика

Заключение

Список литературы

Введение

На сегодняшнем этапе развития современного общества, электроэнергия и централизованное теплоснабжение стали неотъемлемой частью нашей повседневной жизни. Без них трудно представить жизнь, современных городов и поселков, являющихся крупными потребителями электрической энергии в стране. От того, насколько рационально спроектирована система электроснабжения города, зависит эффективность функционирования большого числа городских и промышленных объектов, расположенных на его территории.

Потребители электрической энергии, расположенные на селитебной территории города, условно разделяются на две основные группы: жилые дома и общественно-коммунальные учреждения.

Потребление электроэнергии в жилых домах определяется укладом жизни населения города. В современных жилых домах используется большое количество различных электроприемников, которые подразделяются на электроприемники квартир и на электроприемники общедомового назначения.

Целью данного дипломного проекта является освоение методов расчета и проектирования систем электроснабжения городов и автоматизация учета потребления электроэнергии . На примере микрорайона №13 , в соответствии с действующими в настоящее время нормативно-техническими документами, создать экономически целесообразную систему электроснабжения города, обеспечивающую необходимое качество комплексного электроснабжения всех потребителей и приемников.

В связи с переходом к рыночной экономике, возникла необходимость повысить эффективность управления энергопотреблением, поскольку это отвечает экономическим интересам поставщиков и потребителей электроэнергии. Одним из направлений решения данной задачи является точный контроль и учет электроэнергии. Именно это направление должно обеспечить значительную часть общего энергосбережения, потенциал которого составляет более 1/3 всего нынешнего объема энергопотребления.

Новые экономические отношения в сфере управления энергопотреблением проявляются в формировании единого рынка электроэнергии. Исходя из выше сказанного, рынок электроэнергии должен представлять собой многокомпонентный механизм согласования экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии [6].

Одним из самых важных компонентов рынка электроэнергии является его инструментальное обеспечение, которое представляет собой совокупность систем, приборов, устройств, каналов связи, алгоритмов и т. п. для контроля и управления параметрами энергопотребления. Базой формирования и развития инструментального обеспечения являются автоматизированные системы контроля и учета потребления электроэнергии.

1 Проектирование системы электроснабжения жилого микрорайона

1.1 Краткая характеристика города как потребителя электрической энергии

В соответствии с существующими правилами и нормами, в зависимости отчисленности населения, города подразделяются на крупные, крупнейшие, большие, средние и малые. В зависимости от назначения, территория городов делится на зоны: промышленную, селитебную, коммунально-складскую и внешнего транспорта. Около 70% городской территории занимает селитебная зона.

Основной структурной единицей селитебной зоны города является микрорайон, на территории которого размещаются жилые дома, учреждения и пункты повседневного обслуживания населения. Второй структурной единицей селитебной зоны является жилой район, включающий несколько районов, объединенных общественным центром, в состав которого входят учреждения культурно-бытового обслуживания.

Город Каражал, питание потребителей города осуществляется от подстанции по воздушным и кабельным линиям. В черте города имеются потребители различной мощности и всех категорий надежности и электроснабжения [5].

Непрерывный рост и развитие городов, наблюдаемые в последнее время и связанные с миграцией населения из сельской местности и появлением в городах крупных магазинов, больших спортивных и культурно-развлекательных комплексов, строительством высокоэтажных домов с квартирами повышенной комфортности, а также появлением новой бытовой аппаратуры, приводит к значительному возрастанию потребления электроэнергии. В связи с этим, особое внимание в городе уделяется обеспечению качественного и надежного электроснабжения потребителей.

1.2 Характеристика системы электроснабжения

Системой электроснабжения города (СЭС) называется совокупность электрических станций, понижающих и распределительных подстанций, питающих и распределительных линий и электроприемников, обеспечивающих снабжение электроэнергией технологических процессов коммунально-бытовых, промышленных и транспортных потребителей, расположенных на территории города и частично в пригородной зоне. В зависимости от размеров города, его промышленного потенциала и перспективы развития, системы электроснабжения городов могут быть различными, но существует ряд общих принципов, выполнение которых является обязательным при проектировании электроснабжения любого города.

Исходными положениями для построения системы электроснабжения являются потребляемая мощность электроприемников, их категория по надежности электроснабжения и наличие источников питания. Характеристики потребителей электрической энергии определяют требования к надежности электроснабжения, объему резервирования элементов системы электроснабжения, применению средств сетевой автоматики. Наличие энергоемких потребителей и их территориальное размещение обуславливают конфигурацию электрических сетей, целесообразность устройства глубоких вводов.

Критерием оптимальности принятой системы электроснабжения города является минимум приведенных затрат на ее сооружение и последующую эксплуатацию. Затраты на сооружение системы электроснабжения во многом определяются количеством трансформаций напряжения. С этой точки зрения идеальной считается система, использующая только два уровня напряжения: 110 и 10 кВ. Сети 110 кВ, питающиеся от энергосистемы, образуют кольцо, замыкающееся вокруг города. По кольцу, с учетом максимального приближения к центрам электрических нагрузок, размещаются районные трансформаторные подстанции (ТП) напряжением 110/10кВ. От подстанции 110/10кВ производится распределение электроэнергии на напряжение 10кВ.

Схему построения городской электрической сети можно условно подразделить на шесть звеньев:

I звено - кольцевая сеть и глубокие вводы напряжения 110кВ с районными подстанциями и трансформацией 110/10кВ. К этому же звену относят расположенные на территории города электростанции предприятий.

II звено - представляет собой питающие сети 10кВ, связывающие районные подстанции с РП и линии связи между РП, прокладываемые для повышения надежности электроснабжения. Распределительные пункты предназначаются для нагрузок промышленных, коммунально-складских и селитебных зон города. Нагрузка каждого РП обычно не менее 10мВА. Питающие линии и РП выполняются по радиальной схеме с устройством АВР на межсекционном выключателе.

III звено - распределительные сети напряжением 10кВ, подключающие к РП потребительские, промышленные или городские ТП. С учетом территориального размещения ТП, категории надежности потребителей, подключенных к ним, схемы их питания могут быть различными. В некоторых случаях потребительские ТП могут подключаться к районным ТП, минуя РП.

IV звено структурной схемы - потребительские ТП, понижающие уровень напряжения с 10 до 0,38/0,22кВ.

V звено - электрические сети напряжением 0,38/0,22кВ, подключающие потребителей электрической энергии к ТП.

VI звено - внутренние сети зданий и сооружений, подающие электроэнергию непосредственно к электроприемникам: электродвигателям, источникам света, нагревательным устройствам.

На представленной схеме не показаны электрические связи с сетями других районов подстанций города. Эти связи могут выполняться на уровнях всех звеньев схемы, за исключением I и VI. Структурная схема построения сетей электроснабжения города показанном на рисунке 1.1

Рисунок 1.1- Структурная схема построения сетей электроснабжения города

1.3 Характеристика жилого микрорайона города

электроснабжение микрорайон трансформатор подстанция

Микрорайон №13 расположен в северо-западной части города. В данном микрорайоне преобладают жилые дома средней этажности, следовательно, в них имеются лифтовые установки как пассажирского, так и грузового назначения. В жилых домах, в основном, имеются квартиры с общей площадью от 35 до 90 м2, но имеются два дома с квартирами повышенной комфортности с общей площадью более 100 м2. Приготовление пищи в жилых домах высотой 5 этажей, производится на газовых плитах, а в домах высотой 9 этажей и выше -на электрических плиты.

Всего на территории микрорайона расположено 7 жилых зданий (три дома высотой 5 этажей, три дома высотой 9 этажей, и один дом высотой 14 этажей) с общим количеством квартир 719. Кроме этого, на территории микрорайона размещено семь общественно-административных и коммунально-бытовых предприятий: продовольственный магазин, кафе, химчистка, два детских сада, образовательная школа и магазин непродовольственных товаров.

В составе микрорайона большую часть потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения составляют потребители второй категории - жилые дома , детские сады ,химчистка, продовольственный магазин. Среди остальных потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения в микрорайоне выделяют потребитель первой категории - образовательная школа с электрифицированными столовыми и спортзалами, с количеством учащихся 720 человек, к электроснабжению которой предъявляются жесткие требования; а также потребители третьей категории - жилые дома высотой 5 этажей, кафе и магазин непродовольственных товаров.

1.4 Выбор структуры, напряжения и схем системы электроснабжения

1.4.1 Выбор структуры системы электроснабжения

В системах электроснабжения городов (СЭГ) наибольшее распространение получили трех - и четырехзвенные схемы, выполненные по системе двух напряжений.

В качестве первого звена в системах СЭГ выступают питающие сети высшего напряжения, в состав которых входят понижающие подстанции (ПС) 110(220)/10 кВ, питающие их линии, а также линии, связывающие сеть с источником питания, расположенные на территории города. Как правило, питающая сеть высокого напряжения выполняется в виде кольца 110 либо 220кВ, связывающего территорию города, с расположением вдоль него понижающих ПС 110(220)/10 кВ, размещаемых в центрах нагрузок районов города.

В качестве второго звена систем СЭГ выступают питающие сети среднего напряжения 6(10)-20 кВ, представляющие собой совокупность питающих линий среднего напряжения и распределительных пунктов (РП).

Третьим звеном СЭГ является распределительные сети среднего напряжения, состоящие из трансформаторных подстанций (ТП) и питающих их линий среднего напряжения.

Четвертым звеном системы СЭГ является распределительные сети низшего напряжения, которые соединяют ТП с вводами к потребителям.

Выбор структуры системы СЭГ заключается в выборе и обосновании схем питающей и распределительной сети выше 1000 В и определении структуры сети:

- питание ТП по распределительной сети от имеющихся ЦП без сооружения РП;

- сооружение РП, прокладка питающей сети от ЦП до РП и распределительной сети от РП до ТП;

- применение комбинированной схемы - питание ТП от РП и от ЦП.

Выбор структуры системы СЭГ производится на основании технико-экономического сопоставления возможных решений. Предпочтение следует отдавать трехзвенной схеме.

Целесообразность применения четырехзвенной схемы путем сооружения РП 6(10)-20 кВ должна обосновываться технико-экономическим расчетом в каждом отдельном случае с одновременным определением количества и мощности РП.

Оптимальное количество РП определяют, как частное от деления нагрузки микрорайона (города) на наивыгоднейшую нагрузку РП с округлением полученного результата до ближайшего целого числа. Распределительные пункты принимаются секционированными, с установкой секционного выключателя или разъединителей. РП следует располагать вблизи питаемого от него района со смещением в сторону источника питания. Возможные варианты расположения РП могут быть сопоставлены по технико-экономическим показателям [5].

Схемы с РП следует применять в первую очередь при значительной удаленности района электроснабжения от ЦП и пониженном уровне надежности распределительной сети среднего напряжения.

1.4.2 Выбор напряжения системы электроснабжения

Система напряжений выбирается с учетом перспективы развития города в пределах расчетного срока, его генерального плана и системы напряжений в данной энергосистеме.

При этом должен выполняться основной принцип развития сети: повышение напряжения распределительной сети до оптимального значения (0.38, 10, 110 кВ) и сокращение числа промежуточных трансформаций.

В распределительных сетях энергосистем наибольшее распространение имеет напряжение 110 кВ и в меньшей степени напряжение 220 кВ. Последнее развивается в отдельных крупных городах. Для большинства городов, в том числе и для Каражала, оптимальной является система напряжений 110/10/0.38 кВ, которая и внедрятся в проекте.

Задача выбора оптимального напряжения каждой ступени трансформации, а также их числа должна рассматриваться с учетом дальности передачи мощности и величины передаваемой мощности. Дополнительно должны учитываться характеристики и размещение источников питания, а также плотность нагрузки.

В условиях роста электрических нагрузок элементов городской распределительной сети основным и наиболее эффективным мероприятием, обеспечивающим повышение пропускной способности линий и снижение потерь электроэнергии, является перевод сети на повышенное напряжение. Перевод сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ позволит повысить пропускную способность линий в полтора раза и одновременно снизить потери электроэнергии в 2 раза.

Городские электрические сети напряжением 10 кВ должны выполняться трехфазными с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью, сети напряжением 380 В - трехфазными, четырехпроводными, с глухим заземлением нейтрали.

1.5 Надежность электроснабжения потребителей

Надежность электроснабжения городских потребителей должна соответствовать ПУЭ(Правила Устройства Электроустановок), согласно которым электроприемники (ЭП) делятся на три категории по надежности электроснабжения. При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей к соответствующей категории относят как отдельные ЭП, так и группу ЭП. Под группой ЭП понимается их совокупность, характеризующаяся одинаковыми требованиями к надежности электроснабжения (например, электроприемники операционных, родильных отделений и др.). В отдельных случаях в качестве группы ЭП рассматриваются потребители в целом (детское учреждение и др.).

Требования к надежности электроснабжения отдельных ЭП высшей категории недопустимо распространять на все остальные ЭП потребителей. Требования к надежности электроснабжения определяются применительно к вводному устройству ЭП или вводному устройству группы ЭП (потребителю).

К электроприемникам первой категории (I) относятся ЭП, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей и нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства.

К электроприемникам второй категории (II) относятся ЭП, перерыв в электроснабжении которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

К электроприемникам третьей категории (III) относятся все остальные ЭП, не подходящие под определение первой и второй категории.

Электроприемники I категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания. Независимыми источниками питания являются две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при соблюдении требований ПУЭ пункта 1.2.10. В качестве второго независимого источника питания могут также использовать автономные источники питания (аккумуляторные батареи, дизельные электростанции и др.) и резервные связи по сети напряжением 0,4кВ от ближайших ТП, питающихся по сети 10 кВ от другого независимого источника. Устройство автоматического включения резерва (АВР) предусматривают, как правило, непосредственно на вводе к ЭП I категории.

Электроприемники II категории рекомендуют обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания. Для этих ЭП допускают перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. При определении резервных элементов в системе электроснабжения ЭП II категории учитывают допустимость их питания по ВЛ напряжением 0,4-20кВ, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта линии за время не более одних суток. Допускают питание ЭП II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к общему аппарату. Питание ЭП II категории, как правило, предусматривают от однотрансформаторных ТП при условии организации централизованного резерва трансформаторов и при обеспечении возможности замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток. Для ЭП II категории допускается резервирование в послеаварийном режиме путем устройства временных связей напряжением 0,4кВ шланговым проводом.

Электроприемники III категории могут питаться от одного источника питания. Временное отсутствие резервирования в элементе системы электроснабжения не освобождает от выполнения требований к резервированию в остальных элементах системы с учетом требований к надежности в зависимости от категорий ЭП [9].

1.6 Расчет распределительных сетей низкого напряжения

1.6.1 Расчет распределительных сетей низкого напряжения 0.4 кВ

Расчет распределительных сетей низкого напряжения заключается в определении тока протекающего по кабелю в нормальном и послеаварийном режиме, определение сечения кабельной линии, выборе аппаратов защиты, с последующей проверкой надежности их срабатывания при однофазном коротком замыкании, и проверкой на предельную отключающую способность при трехфазном коротком замыкании. Покажем выбор поправочных коэффициентов на примере кабельной линии состоящей из двух кабелей, питающей ВРУ(вводно-распределительного устройства) образовательной школы (объект 10).

Поправочный коэффициент (К1н), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в нормальном режиме работы, принимается по таблице 1.3.26./2/ для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1н=0,9 (два кабеля);

Коэффициент (К1п.ав), учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в послеаварийном режиме работы (обрыв одного кабеля рассматриваемой линии), принимается по табл.1.3.26./2/ для расстояния между кабелями в свету а=100 мм: К1п.ав=1,0 (один кабель).

Поправочный коэффициент (К2) для приведенного теплового сопротивления Rгрунта=80 см·К/Вт и песчано-глинистой почвы с влажностью (12-14)% по табл.1.3.23./2/ равен К2=1,0:

Рисунок 1.2- План микрорайона с нанесением распределительной сети 0,4кВ

Так как для данной территории нагрузка максимальна в осенне-зимний период, то температура земли на глубине прокладки кабеля равна t=5С табл.1.3.3 /2/. Следовательно поправочный температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле t=15C) равен К3=1,08.

Согласно ПУЭ при выборе поправочных коэффициентов вычисляется значение суммарного коэффициента:

для нормального режима:

Кнобщ.=К1.н·К2·К3, (1.1)

где, Кнобщ. - суммарный коэффициент;

К1.н - коэффициент перегрузки;

К2·К3 - коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме

Кнобщ.=0,9*1,0*1,08=0,972;

для послеаварийного режима:

Кп.авобщ.=К1.пав·К2·К3·К4, (1.2)

Кп.авобщ.=1,0*1,0*1,08*1,25=1,35

Поправочные коэффициенты для остальных объектов микрорайона приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Поправочные коэффициенты для выбора сечений КЛ по длительно допустимому току нагрева для первого варианта сети

Участок сети	Коэф-т учит-ий кол-во раб. кабелей в норм. режиме	Коэф-т учит-ий кол-во раб. кабелей в ПАВ режиме	Коэф-т учит-ий сопр-е грунта	Поправоч. темпер-й коэф-т	Коэф-т перегрузки в ПАВ режиме	Суммарный поправоч. коэф-т в нормальном режиме	Суммарный поправоч. коэф-т в ПАВ режиме
	К1.н	К1.п.ав	К2	К3	К4	Кнобщ	Кп.авобщ
ТП-1
ТП1-2	0,8	---	1,0	1,08	1,25	0,864	---
2-1	1,0	---	1,0	1,08	1,25	1,08	---
ТП1-3	0,8	---	1,0	1,08	1,25	0,864	---
ТП1-10	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП1-12	0,8	0,85	1,0	1,08	1,25	0,864	1,1475
ТП1-	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП-2
ТП2-5	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП2-6	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП2-9	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП-3
ТП3-4	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
ТП3-7	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35
7-14	1,0	---	1,0	1,08	1,25	1,0	---
ТП3-8	1,0	---	1,0	1,08	1,25	1,08	---
ТП3-11	0,9	1,0	1,0	1,08	1,25	0,972	1,35

Исходными данными для расчета сетей являются длина и нагрузка элементов сети. Длина участков может быть получена из генерального плана микрорайона. Нагрузка элементов сети определяется путем суммирования нагрузок потребителей с учетом графиков их нагрузок.

1.6.2 Определение расчетных токов и выбор сечений кабельных линий

В связи с тем, что основную часть потребителей в микрорайоне составляют электроприемники второй категории, то, согласно требований по надежности электроснабжения, они должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания. Поэтому кабельные линии, соединяющие электроприемники с трансформаторными подстанциями, выполняются двумя кабелями, присоединенными к разным сборным шинам 0.4 кВ трансформаторных подстанций.

Для выбора сечения кабельных линий необходимо знать значение тока в линии, как в нормальном, так и в послеаварийном режиме.

Покажем определение нормального и послеаварийного тока на примере линии Л3, питающей ВРУ 10 и состоящей из двух кабелей

Мощность, передаваемая по каждому из кабелей в нормальном и послеаварийном режимах, определяется на основании расчетных схем, показанных на рисунке 1.3.

а)

б)

Рисунок 1.3- Расчетная схема для определения мощностей на участках линий

а) нормальный режим, б) послеаварийный режим.

Расчетные токи будут определятся согласно расчетных схем показанных на рисунке 1.4.



Для примера рассмотрим определение расчетных токов на основании расчетной схемы для ТП1 (рисунок 1.4.а).

Рисунок 1.4- Расчетные схемы для определения токов в линиях:

а) расчетная схема для ТП1; б) расчетная схема для ТП2; в) расчетная схема для ТП3

Значение расчетного тока в нормальном режиме определяется по выражению:

, (1.3)

где Sнр..-полная расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме, кВА;

Uн - номинальное напряжение сети, Uн=0.38 кВ.

Так как питание образовательной школы производится по двум кабелям, то расчетная мощность на участке сети в нормальном режиме определяется следующим образом:

, (1.4)

где Sр.обр.шк-полная расчетная мощность образовательной школы,

Sр.обр.шк=294,186 кВА

По формуле (1.4):

В послеаварийном режиме (один кабель вышел из строя) расчетный ток может быть определен по формуле:

, (1.5)

где 0.9 - поправочный коэффициент для взаиморезервируемых линий, взятый согласно п.2.3.3. /1/.

- полная расчетная мощность на участке сети в послеаварийном режиме,. .

Аналогичные расчеты проводятся для остальных линий питающих жилые дома и общественные здания.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Определение расчетных токов на участках линий от ТП до ВРУ

Линия	Участок линии	Число кабелей в линии n	Полная расчетная нагрузка в норм. режиме.: Sнр	Полная расчетная нагрузка в ПАВ режиме: Sрпав	Расчетный ток одного кабеля: Iрн	Расчетный ток кабеля в ПАВ: Iрп.ав
		шт	кВА	кВА	А	А
ТП-1
Л1	ТП1-2	1	170,607	---	259,21	---
	2-1	1	98,881	---	150,23	---
Л2	ТП1-3	1	87,461	---	132,88	---
Л3	ТП1-10	2	147,093	264,767	223,485	402,272
Л4	ТП1-12	2	33,191	59,744	50,429	90,771
Л5	ТП1-13	2	23,438	42,188	35,61	64,098
ТП-2
Л6	ТП2-5	2	119,432	214,978	181,46	326,625
Л7	ТП2-6	2	136,137	245,047	206,84	372,31
Л8	ТП2-9	2	39,063	70,313	59,349	106,829
ТП-3
Л9	ТП3-4	2	114,844	206,719	174,487	314,077
Л10	ТП3-7	2	121,147	218,065	184,064	331,315
	7-14	1	28,396	---	43,143	---
Л11	ТП3-8	1	53,03	---	80,571	---
Л12	ТП3-11	2	37,93	68,274	57,629	103,732

Принимаем для прокладки на территории микрорайона кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией марки ААБлУ, прокладываемый в земле. Сечение данной марки кабеля выбирается по табл.1.3.16./2/ в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии Л4, по значению по табл.1.3.16 /2/ для принятой марки кабеля и способа его прокладки выбирается сечение с учетом условия:

, (1.6)

где Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, определяемый по табл.1.3.16/2/. Принимаем и соответствующее ему сечение F=95мм2 240А > 223,485А

Определяем фактический допустимый ток и сравниваем его с током нормального режима:

., (1.7)

(1.8)

где Кнобщ. -суммарный поправочный коэффициент для нормального режима работы сети, по табл. 1, Кнобщ.=0,972.

Если условие (1.8) выполняется, то сечение выбрано верно и необходимо проверить послеаварийный режим, если же не выполняется, то необходимо увеличить сечение на одну ступень и снова сделать проверку.

I'д.=0,972*240=233,28 А.

233,28 А>223,485 А

Т.к. условие выполняется, то осуществим проверку в послеаварийном режиме работы распределительной сети низкого напряжения.

Таблица 1.3

Расчетная таблица для определения сечения жил кабеля

Линия	Участок линии	Расчетный ток участка	Длит. доп. ток: Iдоп	Сечение жил: F	Суммарный коэф-ент в нормальном режиме Кнобщ.	I'д=Iд.тКнобщ.	I'дIрн	Суммарный коэф-ент в послеаварийном режиме Кп.авобщ	Iд.п.ав=Iд.тКп.авоб	Iд.п.авIр.п.ав
		Iрн	Iрп.ав
---	---	А	А	А	мм2	---	А	да/нет	---	А	уд/неуд
ТП-1
Л1	ТП1-2	259,21	---	270 305	120 150	0,864	233,28 263,52	нет да	---	---	---
	2-1	150,23	---	165	50	1,08	178,2	да	---	---	---
Л2	ТП1-3	132,88	---	135 165	35 50	0,864	116,64 142,56	нет да	---	---	---
Л3	ТП1-10	223,485	402,272	240 270 305	95 120 150	0,972	233,28 262,44 296,46	да да да	1,35	324 364,5 411,75	неуд неуд уд.
Л4	ТП1-12	50,429	90,171	90	16	0,864	77,76	да	1,1475	103,275	уд.
Л5	ТП1-13	35,61	64,1	90	16	0,972	87,48	да	1,35	121,5	уд.
ТП-2
Л6	ТП2-5	184,064	331,315	200 240 270	70 95 120	0,972	194,4 233,28 262,44	да да да	1,35	270 324 364,5	неуд неуд уд
Л7	ТП2-6	206,84	372,31	240 270 305	95 120 150	0,972	233,28 262,44 296,46	да да да	1,35	324 364,5 411,75	неуд неуд уд
Л8	ТП2-9	59,349	106,829	90	16	0,972	87,48	Да	1,35	121,5	Уд
ТП-3
Л9	ТП3-4	174,487	314,077	200 240	70 95	0,972	194,4 233,28	да да	1,35	270 324	неуд уд
Л10	ТП3-7	184,064	331,315	200 240 270	70 95 120	0,972	194,4 233,28 262,44	да да да	1,35	270 324 364,5	неуд неуд уд
	7-14	43,143	---	90	16	1,08	97,2	да	---	---	---
Л11	ТП3-8	80,571	---	90	16	1,08	97,2	да	---	---	---
Л12	ТП3-11	57,629	103,732	90	16	0,972	87,48	да	1,35	121,5	уд

Проверку в послеаварийном режиме работы осуществляют по выражению:

(1.9)

(1.10)

где Кп.авобщ. - суммарный поправочный коэффициент в послеаварийном режиме работы сети по табл. 1, Кп.авобщ=1,35;

Iр.п.ав - расчетный ток линии в послеаварийном режиме определяемый по табл. 13, Iр.п.ав=402,272 А.

Видим, что условия (1.8) и (1.10) выполняются, следовательно дальнейший расчет прекращаем и принимаем окончательно сечение жилы F=150 мм2, Iд.т.=305 А.

Аналогичные расчеты произведены и для других участков линий распределительной сети и представлены в таблице 1.3.

1.7 Выбор типа трансформаторной подстанции

1.7.1 Схемы и конструкции ТП

Трансформаторная подстанция (ТП) - это электрическая установка, служащая для приема, преобразования и распределения электрической энергии переменного тока.

Подстанция состоит из силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики.

Трансформаторные подстанции должны проектироваться с учетом эксплуатации их без постоянного дежурства персонала с применением устройств автоматики, а в случае необходимости простейших устройств телемеханики. Для поддержания требуемого уровня надежности и безотказности работы, подстанции рекомендуется выполнять по простейшим схемам: без силовых выключателей на вводах и без сборных шин на стороне высшего напряжения.

В настоящее время для вновь проектируемых систем электроснабжения городов рекомендуется применять ТП типа К-42-Sт-М5:

К - ввод в ТП в виде кабеля; 4 - количество вводных кабелей, равно четырем; 2 - количество трансформаторов в ТП, равно двум; Sт - номинальная мощность трансформаторов; М - означает, что ТП модернизированная; 5 - модификация, которая соответствует самой удобной и универсальной разработке ТП.

Таким образом, принимаем к установке в микрорайоне следующие ТП:

ТП-1 К-42-400-М5;

ТП-2 К-42-400-М5;

Данные трансформаторные подстанции, т.е. модификации М5, могут быть укомплектованы трансформаторами с мощностью (100-630) кВА.

Отличие одной ТП от другой состоит только в количестве отходящих линий, марках шкафов ЩО-70 и мощности установленных трансформаторов.

На рисунке 1.5 показана схема электрических соединений на стороне низшего напряжения (0.4кВ) для ТП-1.

Согласно п.3.1.10./1/ для установки в трансформаторные подстанции приняты следующие марки трансформаторов:

ТМ-400/10 с параметрами: Uвн=10 кВ; Uнн=0,4 кВ; ?Рх=0,95 кВт; ?Рк=5,5кВт; Uк=4,5%; Iх=2,1%; схема соединения Y/Y0; сопротивление прямой последовательности: Rт=5,5 мОм; Xт=17,1 мОм; Zт=18 мОм; сопротивление при однофазном замыкании Zто/3=0,065 мОм [5].

На рисунке 1.5- показан разрез трансформаторной подстанции:



Рисунок 1.5- Разрез трансформаторной подстанции

1-камера КСО-10кВ;2-шина 10 кВ;3-ввод 10кВ; 4-вывод 10 кВ;5-панели ЩО-70 0.4кВ; 6-трансформатор;8-щиты управления

Разрез трансформаторной подстанции силовой трансформатор защищается с помощью предохранителя, который выбирается в зависимости от мощности установленного трансформатора. Для ТМ-400/10 устанавливают предохранитель типа ПКТ 102-10-50-12,5У3.

На рисунке 1.5 показана схема электрических соединений на стороне низшего напряжения (0.4кВ) для ТП-1.

Согласно п.3.1.10./1/ для установки в трансформаторные подстанции приняты следующие марки трансформаторов:

ТМ-400/10 с параметрами: Uвн=10 кВ; Uнн=0,4 кВ; ?Рх=0,95 кВт; ?Рк=5,5кВт; Uк=4,5%; Iх=2,1%; схема соединения Y/Y0; сопротивление прямой последовательности: Rт=5,5 мОм; Xт=17,1 мОм; Zт=18 мОм; сопротивление при однофазном замыкании Zто/3=0,065 мОм [5].

2 Актуальность создания АСКУЭ

Высокая стоимость энергоресурсов обусловила в последние годы кардинальное изменение отношения к организации энергоучета в промышленности и других энергоемких отраслях (транспорт и жилищно-коммунальное хозяйство). Потребители начинают осознавать, что в их интересах необходимо рассчитываться с поставщиком энергоресурсов не по каким-то условным нормам, договорным величинам или устаревшим и неточным приборам, а на основе современного и высокоточного приборного учета. Промышленные предприятия пытаются как-то реорганизовать свой энергоучёт «вчерашнего дня», сделав его адекватным требованиям дня сегодняшнего. Под давлением рынка энергоресурсов потребители приходят к пониманию той простой истины, что первым шагом в экономии энергоресурсов и снижении финансовых потерь является точный учет.

Современная цивилизованная торговля энергоресурсами основана на использовании автоматизированного приборного энергоучёта, сводящего к минимуму участие человека на этапе измерения, сбора и обработки данных и обеспечивающего достоверный, точный, оперативный и гибкий, адаптируемый к различным тарифным системам учет, как со стороны поставщика энергоресурсов, так и со стороны потребителя. С этой целью, как поставщики, так и потребители создают на своих объектах автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов - АСКУЭ. При наличии современной АСКУЭ промышленное предприятие полностью контролирует весь свой процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам минимизируя, свои энергозатраты.

Сегодняшний день промышленных предприятий в области энергоучета связан с внедрением современных АСКУЭ. На ряде предприятий АСКУЭ функционируют уже не один год, на других предприятиях начинается их внедрение, а руководители третьих только размышляют, надо ли им это. Ход развития мировой энергетики и промышленности показывает, что альтернативы принципу «все надо учитывать и за все надо платить» нет. И если сегодня кому-то еще удается бесконтрольно пользоваться чужими энергоресурсами, то завтра это станет попросту невозможно, и преимущества будут у того, у кого все процессы энергопотребления будут уже под полным контролем.

2.1 Задачи контроля и управления параметров электропотребления

Основной целью учета электрической энергии является получение достоверной информации о количестве произведенной, переданной, распределенной и потребленной электрической энергии и мощности на оптовом и розничном рынке. Эта информация позволяет:

– производить финансовые расчеты между участниками рынка;

– управлять режимами энергопотребления;

– определять и прогнозировать все составляющие баланса электроэнергии (выработка, отпуск с шин, потери и так далее);

– определять и прогнозировать удельный расход топлива на электростанциях;

– выполнять финансовые оценки процессов производства, передачи и распределения электроэнергии и мощности;

– контролировать техническое состояние систем учета электроэнергии в электроустановках и соответствие их требованиям нормативно-технических документов.

Контроль достоверности учета электроэнергии достигается за счет ежемесячного составления баланса поступившей и отпущенной электрической энергии с учетом потерь и расхода электрической энергии на собственные нужды. Баланс составляется на основе показаний счетчиков электрической энергии, снимаемых в 24 часа местного времени последних суток каждого расчетного месяца. Принятая в настоящее время ручная запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, не вполне корректна и приводит к дополнительным погрешностям, поскольку трудно обеспечить одновременную и безошибочную запись этих показаний, особенно при большом числе контролируемых счетчиков.

Внедрение системы АСКУЭ дает возможность предприятию:

– оперативно контролировать и анализировать режим потребления электроэнергии и мощности основными потребителями;

– осуществлять оптимальное управление нагрузкой потребителей;

– собирать и формировать данные на энергообъектах;

– собирать и передавать на верхний уровень управления информацию и формировать на этой основе данные для проведения коммерческих расчетов между поставщиками и потребителями электрической энергии;

– автоматизировать финансово-банковские операции и расчеты с потребителями ТЭР.

– АСКУЭ должны выполняться на базе серийно выпускаемых технических средств и программного обеспечения. В состав технических средств АСКУЭ должны входить:

– счетчики электрической энергии, оснащенные датчиками-преобразователями, преобразующими измеряемую энергию в пропорциональное количество выходных импульсов или цифровой код (при использовании электронных реверсивных счетчиков - раздельно на каждое направление);

– устройства сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие сбор информации от счетчиков и передачу ее на верхние уровни управления;

– каналы связи с соответствующей каналообразующей аппаратурой для передачи измерительной информации;

– средства обработки информации (как правило, персональные ЭВМ).

С метрологической точки зрения АСКУЭ представляет собой специфический тип измерительной системы, которая реализует процесс измерения и обеспечивает автоматическое (автоматизированное) получение результатов измерений. Метрологическое обеспечение АСКУЭ должно проводиться в соответствии с общими правилами, распространяющимися на измерительные системы.

Наиболее прогрессивные предприятия стали предъявлять к АСКУЭ более высокие требования. Система АСКУЭ предприятия должна быть, как системой коммерческого учета электроэнергии, так и подсистемой в общей автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУ ТП) предприятия.

Появилось новое поколение систем АСКУЭ на основе микропроцессорных счетчиков и устройств сбора и передачи данных (УСПД) на базе современных промышленных контроллеров. Несмотря на появление микропроцессорных счетчиков, основой систем АСКУЭ остались УСПД, и основные требования по набору функциональных возможностей предъявляется к этим устройствам.

Таким образом, можно сформулировать требования к УСПД для организации современного АСКУЭ. Основные требования предъявляются к коммуникационным возможностям:

УСПД должны поддерживать весь стандартный набор интерфейсов связи принятых для АСУ ТП такие как:

– последовательные интерфейсы RS-232, RS-232, ИРПС.

– локальная сеть Ethernet.

– полевые шины Profi Bus, CAN Bus.

Использование для передачи данных стандартных протоколов связи (TCP/IP, PPP, SLIP и т.п.). УСПД должен обладать возможностью параллельной работы по нескольким каналам связи с разными потоками данных. Модульность современных УСПД должна позволять комплектовать устройство только необходимыми компонентами для избежания избыточности и сопутствующего удорожания. При этом оставаться не обслуживаемым устройством с высокой надежностью и возможностью удаленной диагностикой

Общие требования к расчетным счетчикам, применяемым в АСКУЭ:

- Обеспечение измерения электроэнергии с нарастающим итогом и вычисление усреднённой мощности за получасовые интервалы времени (при необходимости - значения усреднённой мощности за более короткие промежутки времени);

– возможность хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 1-го месяца;

– наличие цифрового интерфейса (RS-232, ИРПС, RS-232);

– наличие календаря и часов (точность хода не хуже ± 2 сек в сутки с возможностью автоматической коррекции);

– наличие энергонезависимой памяти для обеспечения хранения запрограммированных параметров электросчетчика и сохранения последних данных по активной и реактивной энергии при пропадании питания;

– ведение «журнала событий» (Фиксация количества перерывов питания, количества и дат связей со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных и т.п.);

– наличие защиты от несанкционированного изменения параметров;

– наличие автоматической диагностики.

– АСКУЭ должна представлять собой иерархическую систему, состоящую из следующих уровней:

– информационно-измерительный комплекс (ИИК) обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках учета и является основным источником информации для системы. В его состав входят:

– счетчики электической энергии;

– измерительные трансформаторы тока и напряжения;

– вторичные измерительные цепи.

– требуемый состав измеряемых параметров:

– параметры напряжения - текущее значение фазного/линейного напряжения, среднее напряжение, симметричные составляющие напряжения;

– параметры тока - текущее значение тока, средний ток, симметричные составляющие тока;

– параметры мощности - активная (реактивная) полная составляющие мощности фаз и присоединения, а также коэффициент мощности фаз и присоединения;

– частота сети - частота сети, в зависимости от возможности установленного оборудования в ПС, ТП, КТП;

– учет электроэнергии - в зависимости от типа счетчика устанавливать и считывать параметры счетчика:

– учтенной активной и реактивной энергии прямого и обратного направления;

– по каждому из 4 тарифов и сумму по тарифам;

– всего от сбора показаний;

– за текущие сутки;

– на начало текущих суток;

– за предыдущие сутки;

– на начало предыдущих суток;

– за текущий месяц;

– на начало текущего месяца;

– за каждый из предыдущих 11 месяцев;

– на начало каждого из предыдущих 11 месяцев;

– за текущий год;

– на начало текущего года;

– за предыдущий год;

– На начало предыдущего года;

– Журнал профиля мощности;

– Журнал событий;

– Времени включения / выключения счетчика;

– Времени до/после коррекции текущего времени;

– Времени включения / выключения фазы 1,2,3;

– Времени коррекции тарифного расписания;

– Времени сброса регистров накопленной энергии;

– Времени инициализации массива средних мощностей;

– Времени превышения лимита энергии па тарифу 1,2,3,4 (при разрешенном контроле за превышением лимита энергии);

– Времени начала/окончания превышения лимита мощности (при разрешенном контроле за превышением лимита мощности);

– Времени коррекции параметров контроля за превышением лимита мощности и лимита энергии;

– Времени коррекции параметров учёта технических потерь;

– Времени вскрытия /закрытия прибора(при наличии электронной пломбы);

– Даты и кода перепрограммирования;

– Времени и кода ошибки самодиагностики;

– Времени коррекции расписания контроля за максимумами мощности:

– Времени сбора максимумов мощности;

– Мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности по каждой фазе и по сумме фаз;

– Действующих значения фазных напряжений и токов по каждый из фаз;

– Коэффициенты мощности по каждой фазе и по сумме фаз с указанием направления;

– Частоты сети;

– Углы между основными гармониками фазных напряжений (между фазами 1 и 2, 2 и 3, 1 и 3);

Показатели качества электроэнергии - значение установившегося напряжения основной частоты, коэфициенты не симметрии напряжения, Длительности провала напряжения и временного перенапряжения, глубина провала напряжения, отклонения частоты;

2. Уровень технических средств сопряжения ИИК с серверами сбора и обработки данных;

3. Серверы опроса счетчиков, расположенные на РЭС выполняющие сбор, первичную обработку, хранение и передачу данных, получаемых от ИИК на центральный сервер АСКУЭ;

4. Центральные серверы (основной и резерный) сбора данных с серверов опроса счетчиков, обеспечивающих обработку, хранение получаемой информации по учету электроэнергии, формирование отчетов на основании получаемых данных;

5. Каналы связи обеспечивают связь между всеми структурными модулями АСКУЭ;

6. Система обеспечения единного времени (СОЕВ) выполняющая законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений электроэнергии. Передача значения точного времени должно происходить по алгоритму, исклюшающему ошибку, превышающую 1секунду по модулю (±1с).

2.2 Обзор существующих средств и способов учета параметров энергопотребления

2.2.1 Коммерческие и технические АСКУЭ

По назначению АСКУЭ предприятия подразделяют на системы коммерческого и технического учета. Коммерческим или расчетным учетом называют учет поставки / потребления энергии предприятием для денежного расчета за нее (соответственно приборы для коммерческого учета называют коммерческими, или расчетными). Техническим, или контрольным учетом называют учет для контроля процесса поставки / потребления энергии внутри предприятия по его подразделениям и объектам (соответственно используются приборы технического учета). С развитием рыночных отношений, реструктуризацией предприятий, хозяйственным обособлением отдельных подразделений предприятий и появлением коммерчески самостоятельных, но связанных общей схемой энергоснабжения производств - субабонентов функции технического и расчетного учета совмещаются в рамках одной системы. Соответственно, АСКУЭ коммерческого и технического учета могут быть реализованы как раздельные системы или как единая система. Два вида учета, коммерческий и технический, имеют свою специфику. Коммерческий учет консервативен, имеет устоявшуюся схему энергоснабжения, для него характерно наличие небольшого количества точек учета, по которым требуется установка приборов повышенной точности (класс точности 0,2S), а сами средства учета нижнего и среднего уровня АСКУЭ должны выбираться из государственного реестра измерительных средств. Кроме того, системы коммерческого учета в обязательном порядке пломбируются, что ограничивает возможности внесения в них каких-либо оперативных изменений со стороны персонала предприятия. Технический учет, наоборот, динамичен и постоянно развивается, отражая меняющиеся требования технологии производства; для него характерно большое количество точек учета с разными задачами контроля энергоресурсов, по которым можно устанавливать в целях экономии средств приборы пониженной точности. Технический контроль допускает использование приборов, не занесенных в госреестр измерительных средств, однако, при этом могут возникнуть проблемы с выяснением причин небаланса данных по потреблению энергоресурсов от систем коммерческого и технического учета. Отсутствие пломбирования приборов энергосбытовой организацией позволяет службе главного энергетика предприятия оперативно вносить изменения в схему технического контроля энергоресурсов, в уставки первичных измерительных приборов в соответствии с текущими изменениями в схеме энергоснабжения предприятия и спецификой решаемых производственных задач. Учитывая эту специфику коммерческого и технического учета можно оптимизировать стоимость создания АСКУЭ и ее эксплуатации.

2.3 Обзор современных средств для реализации АСКУЭ : счетчики, ТП, линии связи

Для учета электрической энергии применяют специальный прибор - электрический счетчик.

Современный счетчик представляет собой измерительное устройство со счетным механизмом. Основная задача, которая возложена на электросчетчик, измерение и фиксация количества проходящей через него электроэнергии к месту ее потребления. Величины, в которых чаще всего принято вести учет расхода электрической энергии это - киловатт-час (кВт*ч) или ампер-час (А*ч). Счетчики бывают переменного и постоянного тока. Вместе с тем, первые делятся на однофазные и трехфазные, индукционные и электронные. При выборе нужно обязательно знать, какое напряжение счетчик будет использовать, от этого будет зависеть фазность прибора. Если используется 220 вольт, нужен однофазный счетчик, а если 380 вольт, тогда трехфазный счетчик. И...