Выбор типов электросчетчиков и успд и способа связи между ними

Содержание

Задание………………………………………………………………………………4

1 Структурная схема АИИС КУЭ…………………………………………………5

2 Выбор типов электросчетчиков и УСПД и способа связи между ними……7

3 Выбор поставщика программного обеспечения «верхнего уровня» АИИС КУЭ………………………………………………………………………………….8

4 Обоснование значения классов точности применяемых ТТ, ТН, электросчетчиков…………………………………………………………………..9

5 Расчет вторичных цепей учета контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2…………………………………………………………………………………10

6 Расчет вторичных цепей учета контрольных кабелей для вводов 10 кВ…12

Список использованных источников……………………………………….…14

Приложение А – Электрическая схема тупиковой ПС……………………….15

Приложение Б – Технические данные счетчика СЭТ-4ТМ.03М.03…………16

Приложение В – Технические данные ТТ ТОЛ-10-1…………………………17

Приложение Г – Технические данные ТН ЗНОЛП-10………………………18

Приложение Д – Технические данные ТТ ТГФ-110 …………………………19

Приложение Е – Технические данные счетчика электроэнергии Меркурий 233 АRT ……………………………………………………………………………….20

Приложение Ж – Схема подключения счетчика к трехфазной трёхпроводной или четырёхпроводной сети с помощью трех трансформаторов напряжения и трёх трансформаторов тока........................................…………………………...21

Приложение З – Схема включения трехфазного счетчика в 3-х фазную 4-х проводную сеть (3ф 4Пр) (три измерительных элемента)……………………22

Приложение И – Технические данные ТТ ЗНГА-110 ………………………23

Задание

 

На тупиковой подстанции (рисунок 1) установлены два силовых трансформатора мощностью Sнт=6,3 МВА каждый. Общая нагрузка подстанции на шинах НН составляет Pн=11 МВт, cosj=0,79. На стороне 110 кВ установлены два ТТ-110 кВ типа ТГФ-110 УХЛ1 и два ТН-110 кВ типа НАМИ-110 УХЛ1.

Расстояние от ТТ-110 до панелей учета в ОПУ-110 составляет Lопу=130 метров.

Мощность каждого из двух ТСН-10/0,4 кВ составляет Sтсн=40 кВА (учет организован на стороне 0,4 кВ и является коммерческим).

Количество фидеров отходящих кабельных линий на стороне 10 кВ составляет –10 шт.

Счетчики установлены на внешней стороне релейных отсеков ячеек ЗРУ-10 кВ.

Учет на вводах 110 кВ Т-1 и Т-2, вводах 0,4 кВ ТСН и вводах 10 кВ
Т-1, Т-2 является расчетным (коммерческим). Остальные точки учета считать контрольным учетом.

Общее количество точек учета принять в количестве, необходимом для полного баланса энергии по подстанции.

 

1. Разработать структурную схему АИИС КУЭ.

2. Выбрать современные типы электросчетчиков и УСПД и предложить способ связи между ними (интерфейс).

3. Предложить поставщика программного обеспечения «верхнего уровня»

4. Обосновать значения классов точности применяемых ТТ, ТН, электросчетчиков.

5. Рассчитать вторичные цепи учета на стороне ВН подстанции (сечения медных проводов жил контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2.

6. Рассчитать вторичные цепи учета на стороне НН подстанции (сечения медных проводов жил контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2.

7. Разработать схему цепей подключения электросчетчика и измерительных трансформаторов тока и напряжения для точки учета на стороне ВН подстанции.

Рисунок 1 –Схема тупиковой подстанции для автоматизации учета электроэнергии

Структурная схема АИИС КУЭ

 

Рисунок 2 – Структурная схема АИИС КУЭ

 

Иерархическая структура АИИС КУЭ содержит три основных уровня:

ИИК - измерительно-информационный комплекс (уровень первичных измерительных приборов и устройства сбора и передачи данных - УСПД);

ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (сбор и обработка данных на уровне объекта);

ИВК - информационно-вычислительный комплекс (центр сбора и обработки информации);

СОЕВ - система обеспечения единого времени.

Измерения электроэнергии выполняются на основе счетчиков через первичные преобразователи – трансформаторы тока и напряжения (для счетчиков трансформаторного включения). По принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов счетчик осуществляет измерение средних за
период сети значений фазных напряжений, токов, активной и полной мощности по каждой фазе и производит вычисления потребленной активной и реактивной электроэнергии.

Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии, интегрированной реактивной мощности) и отображают на встроенном дисплее основную и вспомогательную информацию.

УСПД осуществляет сбор информации об измерениях электроэнергии со счетчиков по цифровому интерфейсу через промежуточные преобразователи каналов связи. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД. Далее данные передаются в системы вышестоящего уровня (ИВК).

Приложение Е – Технические данные счетчика электроэнергии Меркурий 233 АRT

 

Приложение В – Технические данные ТТ ТОЛ-10-1

 

 

Приложение Г – Технические данные ТН ЗНОЛП-10

 

 

 

 

Приложение Д – Технические характеристики ТТ ТГФ-110

 

	ТГФ-110
Номинальное напряжение, кВ
Номинальная частота, Гц	50 и 60
Номинальный первичный ток, А	50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 750, 1000, 1500, 2000, 300-600, 400-800, 600-1200, 750-1500, 1000-2000
Номинальный вторичный ток, А	1 и 5
Количество вторичных обмоток, в том числе:
для измерений	1 или 2
для защиты	3 или 4
Номинальный класс точности вторичных обмоток
для измерений	0,2S; 0,2 (0,5; 0,5S)
для защиты	5P, 10P
Номинальная вторичная нагрузка, ВА	(*) для защиты 30-60
Коэффициент безопасности приборов вторичных обмоток	5-15
Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты	15-30
Ток электродинамической стойкости, кА	10-150
Ток термической стойкости, кА	4-60
Время протекания тока термической стойкости, с
Удельная длина пути утечки, см/кВ	2,25
Интенсивность частичных разрядов внутренней изоляции первичной обмотки, кА, не более
Изолирующая среда	SF6
Давление элегаза, абс, МПа	0,42
Утечка элегаза в год, % от массы элегаза, не более
Масса элегаза, кг
Полный срок службы, лет
Масса трансформатора тока, кг
Габаритные размеры:
в плане, мм	1080х1100
высота, мм
Испытательное напряжение U (50 Гц, 1 мин.)., кВ

 

 

Приложение Ж – Схема подключения счетчика к трехфазной трёхпроводной или четырёхпроводной сети с помощью трех трансформаторов напряжения и трёх трансформаторов тока.

 

 

 

Приложение З – Схема включения трехфазного счетчика в 3-х фазную 4-х проводную сеть (3ф 4Пр) (три измерительных элемента)

 

 

 

Приложение И – Технические данные ТН ЗНГА-110

 

Тип изделия	ЗНГА-110
Номинальное первичное напряжение, U1ном, кВ	110/√3
Номинальное вторичное напряжение, U2ном, В
основных обмоток (а1-х1) и (а3-х3)	100/√3
дополнительной обмотки (а2-х2)
Номер варианта конструктивного исполнения	00; 02; 04; 06	01; 03; 05; 07
Номинальная мощность трансформатора (Sном) в классах точности, ВА*, для обмотки учета (а1-х1)
0,2
0,5
1,0
3,0
Номинальная мощность трансформатора (Sном) в классах точности, ВА*, для обмотки измерений (а3-х3)
0,2
0,5
1,0
3,0
Номинальная мощность трансформатора (Sном) в классе точности 3Р, ВА*, для обмотки (а2-х2)
Предельная мощность трансформатора, ВА
первичной обмотки (А-Х)
вторичной обмотки (а1-х1)
вторичной обмотки (а2-х2)
вторичной обмотки (а3-х3)
Наибольшее рабочее напряжение сети (Uнр), кВ
Номинальная частота, Гц
Климатическое исполнение	У1; УХЛ1
Схема и группа соединения обмоток	1/1/1/1-0
Номинальное избыточное давление элегаза при +20 °С, МПа	0,3
Минимальное избыточное давление элегаза при +20°С (аварийный сигнал), МПа	0,2
Утечка элегаза из трансформатора в год, % от массы элегаза, не более
Сейсмостойкость, баллов по шкале MSK

 

Содержание

Задание………………………………………………………………………………4

1 Структурная схема АИИС КУЭ…………………………………………………5

2 Выбор типов электросчетчиков и УСПД и способа связи между ними……7

3 Выбор поставщика программного обеспечения «верхнего уровня» АИИС КУЭ………………………………………………………………………………….8

4 Обоснование значения классов точности применяемых ТТ, ТН, электросчетчиков…………………………………………………………………..9

5 Расчет вторичных цепей учета контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2…………………………………………………………………………………10

6 Расчет вторичных цепей учета контрольных кабелей для вводов 10 кВ…12

Список использованных источников……………………………………….…14

Приложение А – Электрическая схема тупиковой ПС……………………….15

Приложение Б – Технические данные счетчика СЭТ-4ТМ.03М.03…………16

Приложение В – Технические данные ТТ ТОЛ-10-1…………………………17

Приложение Г – Технические данные ТН ЗНОЛП-10………………………18

Приложение Д – Технические данные ТТ ТГФ-110 …………………………19

Приложение Е – Технические данные счетчика электроэнергии Меркурий 233 АRT ……………………………………………………………………………….20

Приложение Ж – Схема подключения счетчика к трехфазной трёхпроводной или четырёхпроводной сети с помощью трех трансформаторов напряжения и трёх трансформаторов тока........................................…………………………...21

Приложение З – Схема включения трехфазного счетчика в 3-х фазную 4-х проводную сеть (3ф 4Пр) (три измерительных элемента)……………………22

Приложение И – Технические данные ТТ ЗНГА-110 ………………………23

Задание

 

На тупиковой подстанции (рисунок 1) установлены два силовых трансформатора мощностью Sнт=6,3 МВА каждый. Общая нагрузка подстанции на шинах НН составляет Pн=11 МВт, cosj=0,79. На стороне 110 кВ установлены два ТТ-110 кВ типа ТГФ-110 УХЛ1 и два ТН-110 кВ типа НАМИ-110 УХЛ1.

Расстояние от ТТ-110 до панелей учета в ОПУ-110 составляет Lопу=130 метров.

Мощность каждого из двух ТСН-10/0,4 кВ составляет Sтсн=40 кВА (учет организован на стороне 0,4 кВ и является коммерческим).

Количество фидеров отходящих кабельных линий на стороне 10 кВ составляет –10 шт.

Счетчики установлены на внешней стороне релейных отсеков ячеек ЗРУ-10 кВ.

Учет на вводах 110 кВ Т-1 и Т-2, вводах 0,4 кВ ТСН и вводах 10 кВ
Т-1, Т-2 является расчетным (коммерческим). Остальные точки учета считать контрольным учетом.

Общее количество точек учета принять в количестве, необходимом для полного баланса энергии по подстанции.

 

1. Разработать структурную схему АИИС КУЭ.

2. Выбрать современные типы электросчетчиков и УСПД и предложить способ связи между ними (интерфейс).

3. Предложить поставщика программного обеспечения «верхнего уровня»

4. Обосновать значения классов точности применяемых ТТ, ТН, электросчетчиков.

5. Рассчитать вторичные цепи учета на стороне ВН подстанции (сечения медных проводов жил контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2.

6. Рассчитать вторичные цепи учета на стороне НН подстанции (сечения медных проводов жил контрольных кабелей для вводов 110 кВ Т-1, Т-2.

7. Разработать схему цепей подключения электросчетчика и измерительных трансформаторов тока и напряжения для точки учета на стороне ВН подстанции.

Рисунок 1 –Схема тупиковой подстанции для автоматизации учета электроэнергии

Структурная схема АИИС КУЭ

 

Рисунок 2 – Структурная схема АИИС КУЭ

 

Иерархическая структура АИИС КУЭ содержит три основных уровня:

ИИК - измерительно-информационный комплекс (уровень первичных измерительных приборов и устройства сбора и передачи данных - УСПД);

ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (сбор и обработка данных на уровне объекта);

ИВК - информационно-вычислительный комплекс (центр сбора и обработки информации);

СОЕВ - система обеспечения единого времени.

Измерения электроэнергии выполняются на основе счетчиков через первичные преобразователи – трансформаторы тока и напряжения (для счетчиков трансформаторного включения). По принципу цифровой обработки входных аналоговых сигналов счетчик осуществляет измерение средних за
период сети значений фазных напряжений, токов, активной и полной мощности по каждой фазе и производит вычисления потребленной активной и реактивной электроэнергии.

Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии, интегрированной реактивной мощности) и отображают на встроенном дисплее основную и вспомогательную информацию.

УСПД осуществляет сбор информации об измерениях электроэнергии со счетчиков по цифровому интерфейсу через промежуточные преобразователи каналов связи. Полученные данные обрабатываются и сохраняются в архивах памяти УСПД. Далее данные передаются в системы вышестоящего уровня (ИВК).

Выбор типов электросчетчиков и УСПД и способа связи между ними

 

На подстанции предусматривается установка счетчиков:

- на панели учета в помещении щита управления для присоединений 110 кВ;

- на присоединениях ЗРУ-10 кВ счетчики устанавливаются на внешней стороне ячеек ЗРУ-10 кВ;

- счётчики присоединений 0,4 кВ размещаются на щите собственных нужд;

Выбираем счетчики СЭТ-4ТМ.03М.03 класса точности 0,5S для учета электроэнергии на вводах 110 кВ Т-1 и Т-2, вводах 0,4 кВ ТСН и вводах 10 кВ Т-1, Т-2(коммерческие).

Счетчики Меркурий 233АRТ класса точности 0,5 устанавливаем для учета электроэнергии на фидерах отходящих кабельных линиях 10 кВ.

Устройство сбора и передачи данных выбираем ЭКОМ-3000.

Способ связи между счетчиками и УСПД – интерфейс RS-485. Стандарт предназначен для подключения нескольких приборов к УСПД.
RS-485 интерфейс в одном соединении позволяет работать 32 устройствам.