В целях упрощения ступень дистанционной защиты для резервирования сети 110 кВ не устанавливается и предполагается наличие на них полноценного ближнего резервирования.

4.2.5 Токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю

Для резервирования отключения внешних КЗ на землю предусматриваем две токовые защиты нулевой последовательности:

защита от замыканий на землю на стороне 110 кВ, питаемая от трансформаторов тока, встроенных во втулки 110 кВ трансформатора;

защита от замыканий на землю на стороне 10 кВ, питаемая от трансформаторов тока, встроенных во втулки 10 кВ трансформатора.

Обе защиты выполняем направленными и трёхступенчатыми для обеспечения согласования с ними четырёхступенчатых защит линий смежного напряжения. Защиты выполняем с использованием устройств типа КЗ-15, в которых выходное промежуточное реле по типу РП-253.

Промежуточное реле комплекта КЗ-15 является выходным реле резервных защит данной стороны (от многофазных КЗ и КЗ на землю) и действует на отключение межсекционного выключателя на шинах 110 кВ, 10 кВ и пуск реле. Реле времени с первой выдержкой времени действует на отключение выключателя защищаемой стороны трансформатора, а со второй - на выходные промежуточные реле защиты трансформатора.

4.2.6 Максимальная токовая защита от перегрузки

Защиту выполняем с использованием тока одной фазы, действующей на сигнал с выдержкой времени.

МТЗ устанавливаем со сторон высшего и низшего напряжений и со стороны выводов обмотки трансформатора к нейтрали. Реле тока со стороны выводов обмотки к нейтрали необходимо для сигнализации перегрузки общей обмотки трансформатора с действием на соответствующий выключатель.

В выходных цепях каждой из защит предусматриваем указательные реле для сигнализации действия этих защит. Для всех защит, выполненных с двумя выдержками времени, предусматриваем действие на выходные промежуточные реле защиты трансформатора с большей выдержкой времени через общее указательное реле.

4.2.7 Дифференциальная токовая защита

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов с обмоткой высокого напряжения 3 кВ и выше от к.з. на выводах, а также внутренних повреждений. В соответствии с ПУЭ продольная ДТЗ без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе и на трансформаторах меньшей мощности ( но не менее 1 МВА), если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с.

Рассмотрим дифференциальную защиту трансформатора 110/10 кВ S_н=25 МВА:

Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой применяется реле серии ДЗТ-10 с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением сквозным током дифференциальной защиты.

Выполнение схемы и расчеты уставок дифференциальной защиты трансформаторов имеют ряд особенностей [23]:

1) необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при выключении ненагруженного трансформатора под напряжение (на ХХ) или при восстановлении напряжения внешнего к.з. в питающей сети;

2) необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

а) невозможностью точной установки на коммутаторе реле расчетных чисел витков уравнительных обмоток, этим вызывается появление составляющей тока небаланса .

б) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН: этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса .

(4.5)

1. Токи короткого замыкания на вводах трансформатора:

2.

Рис.4.1.



3. Средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора.

(4.6)

(4.7)

Вторичный ток в плечах защиты:

(4.8)

где - коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации трансформатора тока.

Таблица 4.1

Технические параметры	Uвн =115 кВ	Uнн=10,5 кВ
Iном.тр., А	125,5	1375
	300/5	1500/5
Схема соединения обмоток трансформатора тока		Y
Ксх		1
Вторичный ток в плечах защиты, А	3,6	4,6

Первичный ток небаланса без учета составляющей , т.к. неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать число витков обмоток НТТ реле.

4. Предварительное, без учетазначение тока срабатывания защиты:

5.

(4.9)

где - коэффициент надежности, для ДЗТ-11 =1,5.

По условию отстройки от броска токов намагничивания трансформаторов:

Следовательно,

6. Предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия:

При двухфазном к.з. в точке К2:

(4.10)

где - ток в первичной обмотке НТТ.

При однофазном к.з. в точке К1:

7. Определим число витков обмоток реле:

Таблица 4.2

Обозначение величины	Численное значение
	1,95 А
,	51,3 витков
	51 виток
	100/51=1,96 А.
	1,96*300=588 А.
	588*115/10,5=6440 А.
	51*3,6/4,6=39,9 витков
	40 витков
с учетом	390+3,8=393,8 А.
с учетом	1,5*393,8=590,7А>585 А
	1,97 А
	50,8 витков
	50 витков
	100/50=2 А.
	600 А.
	600*115/10,5=6571 А
	39,1 витков
	39 витков
	3,6 А.
	393,6 А
с учетом	590,4<590,7 А.

Окончательно примем число витков:

=39 витков

=50 витков

Проверка:

4,6*393,6*50

179,4180

8. Коэффициент чувствительности:

9. Для повышения чувствительности продольных дифференциальных защит широко используется принцип торможения сквозным током.

Число витков тормозной обмотки:

(4.11)

где - периодическая составляющая тока;

- тангенс угла наклона тормозной характеристики, для ДЗТ-11: =0,750,8.

витков

4.3 Устройство автоматического включения резерва

Устройства автоматического включения резерва (АВР) нашли широкое применение на подстанциях на напряжение 6-10 кВ. Устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении по любой причине питания от рабочего источника.

Исчезновение напряжения на шинах может быть вызвано короткими замыканиями в питающей сети высшего напряжения, в рабочем трансформаторе, на его шинах низшего напряжения и присоединенной к шинам распределительной сети, а так же произвольным отключением одного выключателя рабочего трансформатора.

Включение резервного источника должно происходить после деионизации среды в случае неустойчивого короткого замыкания на сборных шинах, поэтому требуется, чтобы t_АВР > t_{д.с .}

Это условие в сетях до 10 кВ выполняется автоматически, так как собственное время включения выбранных выключателей превышает время деионизации среды.

Устройство АВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным по времени от максимальных токовых защит присоединений.

При включении резервного источника на устойчивое КЗ релейная защита должна обеспечить его отключение от поврежденного участка, чтобы сохранилось питание других присоединений.

4.4 Автоматическое повторное включение

Эффективным мероприятием, позволяющим повысить надёжность питания потребителей, является автоматическое повторное включение (АПВ) элементов электроснабжения, которые были до этого отключены релейной защитой.

Практика эксплуатации энергосистем показала, что значительное число коротких замыканий в воздушных и кабельных электрических сетях имеет неустойчивый характер.

При снятии напряжения с повреждённой цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается, и цепь может быть вновь включена в работу [20].

Устройство АПВ работает в едином комплекте с релейной защитой. При возникновении КЗ на линии срабатывает релейная защита этой линии и отключает соответствующий выключатель.

Через некоторый промежуток времени t_АПВ устройство вновь включает линию.

Если короткое замыкание самоликвидировалось, то включение линии будет успешным, и она останется в работе. Если же короткое замыкание оказалось устойчивым, то после включения выключателя линия вновь отключается релейной защитой и остаётся в отключенном состоянии до устранения повреждения ремонтным персоналом.

Действие устройств АПВ и АВР необходимо согласовать следующим образом. При коротком замыкании на одной из линий повреждённая линия отключается релейной защитой.

Устройства автоматики должны попытаться восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания путём АПВ. В случае успешного АПВ электроснабжение потребителей восстанавливается и АВР не требуется. Если же АПВ неуспешно, то должно сработать устройство АВР и подключить потребители к резервному источнику питания. Следовательно, выдержка времени у АПВ должна быть меньше, чем у АВР. Примем t_АПВ = 1 с.

4.5 Автоматическая частотная разгрузка

Согласно ГОСТ - 13109 - 87 отклонение частоты в нормальном режиме не должно превышать ± 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на ± 0,2 Гц.

При дефиците активной мощности в энергосистеме может наступить чрезмерное снижение частоты тока, что угрожает нарушению статической устойчивости системы. Дефицит мощности может привести к лавинообразному снижению не только частоты, но и напряжения.

В таких случаях для восстановления нормального режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР). АЧР должна быть выполнена таким образом, чтобы не допустить даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц. Работа энергосистемы с частотой менее 47 Гц допускается в течение 20 с, а с частотой 48,5 Гц - 60 с.

АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII). Наиболее эффективной является АЧРI.

В настоящее время выпускается аналого-цифровое измерительное реле частоты типа РСГ - 11, которое срабатывает при снижении частоты и применяется в схемах АЧР.

При повышении частоты до нормального значения в целях сокращения перерыва в электроснабжении потребителей, отключенных АЧР, применяют для них автоматическое повторное включение (частотное АПВ - ЧАПВ).

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

5.1 Определение капитальных затрат, необходимых для реконструкции

Для обеспечения поступательного технического и хозяйственного развития любого предприятия необходимо иногда существенное вложение денежных средств.

Капиталовложения, необходимые для реконструкции подстанции [1]:

(5.1)

где - капитальные вложения, необходимые для реконструкции ЛЭП;

- капитальные вложения, необходимые для закупки, доставки и монтажа нового оборудования подстанции и демонтажа старого оборудования подстанции;

- ликвидационная стоимость старого оборудования подстанции.

(5.2)

где - капитальные вложения, необходимые для реконструкции ОРУ-110 кВ;

- капитальные вложения, необходимые для закупки и доставки трансформаторов;

- капитальные вложения, необходимые для замены силового оборудования (выключателей) ЗРУ-10 кВ;

- капитальные вложения, необходимые для закупки и доставки ограничителей перенапряжения нелинейных (ОПН);

- стоимость монтажных и демонтажных работ.

(5.3)

где N - число ячеек;

- стоимость ячейки ОРУ-110 кВ вместе с выключателем (с учетом стоимости трансформаторных услуг).

(5.4)

где - стоимость трансформатора (с учетом стоимости транспортных услуг);

- число трансформаторов.

(5.5)

где - стоимость ячеек КРУ-10 кВ вместе с выключателем;

n - число ячеек.

(5.6)

где - стоимость ОПН-110 кВ;

- число ОПН-110 кВ;

- стоимость ОПН-10 кВ;

- число ОПН-10 кВ.

(5.7)

где - стоимость ликвидируемого оборудования;

- фактический срок эксплуатации оборудования;

- нормативный срок эксплуатации оборудования (для силового оборудования подстанции =25 лет).

При эксплуатации оборудования более нормативного срока, ликвидационная стоимость равняется остаточной стоимости оборудования, т.е. стоимости содержащихся в оборудовании металлов (в основном цветных металлов).

Остаточная стоимость оборудования вычисляется по формуле:

(5.8)

где - содержание металла в единице оборудования, кг;

- количество однотипного оборудования;

- стоимость одного кг металла . Стоимость цветных металлов -=25 руб./кг. Стоимость черного металла = 400 руб./т.

Расчет сведен в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Наименование капиталовложений	Численное выражение
, лет	>25
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	-----
, кг	40
, шт.	24
, кг	-----
, шт.	-----
, кг	-----
, шт.	-----
, руб./кг	25
, тыс. руб.	24
, тыс. руб.	24
N, шт.	3
, тыс. руб.	700
, тыс. руб.	2100
, шт.	-----
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	-----
n, шт.	24
, тыс. руб.	382
, тыс. руб.	9168
, шт.	4
, тыс. руб.	126х3
, шт.	4
, тыс. руб.	30х3
, тыс. руб.	1872
, тыс. руб.	1140
, тыс. руб.	14280
, тыс. руб.	-----
, тыс. руб.	14256

5.2 Определение экономического эффекта от внедрения нового оборудования

Эффективность проекта будем связывать с эффективностью капитальных вложений в реконструкцию подстанции 110 кВ Волгинская. Показателями экономической эффективности служат следующие [15]:

накопленная чистая дисконтированная стоимость;

срок окупаемости инвестиций (капиталовложений);

норма рентабельности инвестиций (внутренняя норма доходности);

другие показатели, отражающие интересы участников проекта.

По плану реконструкции на подстанции «Волгинская» должно быть установлено современное, более совершенное по сравнению со старым оборудование. Это повлечет за собой снижение издержек на эксплуатацию основного оборудования подстанции.

Согласно [9], отчисления на эксплуатацию основного оборудования подстанции в настоящее время (т.е. до реконструкции) составляют:

U₁=13,6%

В результате реконструкции в КРУН-10 кВ будут установлены вакуумные выключатели, затраты на эксплуатацию которых минимальны, также предусматривается использование счетчиков ЕвроАльфа, позволяющих полностью автоматизировать систему учета электроэнергии. Вышеуказанные факторы позволять снизить издержки на эксплуатацию до 2,6%, т.е.:

U₂=2,6%

Следовательно, экономический эффект от внедрения нового оборудования вычисляется по формуле:

тыс. руб.(5.9)

где К- капиталовложения необходимые для реконструкции подстанции, тыс. руб.

тыс. руб. в год.

Эффективность выбранного варианта рассчитываем по следующей методике:

1) налог на имущество

,(5.10)

где - остаточная сумма от капиталовложений в t-й период;

- ставка налога на имущество ( 2%);

2) налог на прибыль в t-й период рассчитывается по следующему выражению

,(5.11)

где - ставка налога на прибыль (30%);

3) определяем коэффициент дисконтирования в t-м году расчётного периода

,(5.12)

где Е - коэффициент эффективности капиталовложений или цена авансового капитала, определяется ставкой банковского процента по долгосрочным депозитам;

Т - год, затраты и результаты которого приводятся к расчётному (в наших расчётах затраты будем приводить к первому году);

4) зная налог на имущество, налог на прибыль и амортизацию в t-м году, определяем поток наличности в t-м году

;(5.13)

5) суммируя потоки наличности за каждый год расчётного периода, определяем накопленный поток наличности;

6) чистая дисконтированная стоимость за t-й год расчётного периода определяется по выражению

ЧТС_t=ПН _t;(5.14)

7) определяем индекс доходности инвестиционного проекта

.(5.15)

Если ИД>1, то проект следует принять; если ИД<1 - его следует отклонить; если ИД=1, то при принятом проекте не будет ни прибыли, ни убытка. Определяем индекс доходности инвестиционного проекта (индекс рентабельности) по выражению (5.15)

.

Определяем внутренний коэффициент окупаемости проекта (норму рентабельности) ВКО.

Под нормой рентабельности понимают такое значение коэффициента дисконтирования, при котором НЧТС=0. Необходимо определить методом подбора значение , при котором НЧТС будет равняться нулю.

В таблице 5.2 приведён расчёт показателей экономической эффективности инвестиций. Расчётный период принимаем равным 15 годам.

Расчёт ЧТС при разном значении коэффициента эффективности приведён в таблице 5.3.

Таблица 5.2 Расчёт накопленной чистой текущей стоимости от инвестиционного проекта «Реконструкция ПС 110 кВ Волгинская» (расчёт выполнен в ценах 2002 г.), тыс.руб

Обозначение величины	Расчётные годы
	0	1	2	3	4	5	6	7
К	14256
, тыс. руб.		1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570
Аt (Hст=6,7%)		955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2
Ним (Нст=2%)		266	246,9	227,8	208,7	189,6	170,5	151,4
Нпр (Нст=35%)		391,2	396,9	402,7	408,4	414,1	419,9	425,6
(Е=10%)	1,0	0,91	0,83	0,76	0,69	0,63	0,57	0,52
ПНt	-14256	1868	1881,4	1894,7	1908,1	1921,5	1934,8	1948,2
НПНt	-14256	-12388	-10506,6	-8611,9	-6703,8	-4782,3	-2847,3	-899,3
ЧТСt	-14256	1700	1561,6	1440	1316,6	1210,6	1102,6	1102,9
НЧТСt	-14256	-12556	-10994,4	-9554,4	-8237,8	-7027,2	-5924,3	-4911,2
Обозначение величины	Расчётные годы
	8	9	10	11	12	13	14	15
К
Эt, тыс. руб.	1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570	1570
Аt (Hст=6,7%)	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2	955,2
Ним (Нст=2%)	132,3	113,2	94,1	74,9	55,9	36,8	17,7	-1,5
Нпр (Нст=35%)	421,3	437	442,8	448,5	454,2	460	465,7	471,5
(Е=10%)	0,47	0,43	0,39	0,36	0,32	0,29	0,27	0,24
ПНt	1961,6	1975	1988,3	2001,8	2015,1	2028,4	2041,8	2055,2
НПНt	1062,3	3037,3	5025,6	7027,4	9042,5	11070,9	13112,7	15167,9
ЧТСt	922	849,3	775,5	720,7	644,9	588,3	551,3	493,3
НЧТСt	-3989,2	-3139,9	-2364,4	-1643,7	-998,8	-410,5	-140,8	634,1

Таблица 5.3 Расчёт ЧТС при разном коэффициенте эффективности, тыс.руб.

Годы	ПНt	Расчет1	Расчет2	Расчет3
		Е,%=10,00	Е,%=11,00	Е,%=12,00
			ЧТС		ЧТС		ЧТС
0	-142560	1,0000	-142560	1,0000	-142560	1,0000	-142560
1	1868	0,91	1700	0,9	1681,2	0,9	1681,2
2	1881,4	0,83	1561,6	0,82	1542,8	0,8	1505,1
3	1894,7	0,76	1440	0,74	1402,1	0,72	1364,2
4	1908,1	0,69	1316,6	0,66	1259	0,64	1221,2
5	1921,5	0,63	1210,6	0,6	1152,9	0,57	1095,3
6	1934,8	0,57	1102,9	0,54	1044,8	0,51	986,8
7	1948,2	0,52	1013,1	0,49	954,6	0,46	896,2
8	1961,6	0,47	922	0,44	863,1	0,41	804,3
9	1975	0,43	849,3	0,4	790	0,37	730,8
10	1988,3	0,39	775,5	0,36	715,8	0,33	656,1
11	2001,8	0,36	720,7	0,32	640,6	0,29	580,5
12	2015,1	0,32	644,9	0,29	584,4	0,26	523,9
13	2028,4	0,29	588,3	0,26	527,4	0,23	466,5
НЧТС	634,1	-175,6	-924,6

С помощью данных табл. 5.2 рассчитываем ВКО по выражению

где и - коэффициент эффективности, при котором НЧТС является положительным и отрицательным значением, соответственно.

Изменение потока наличности и чистой текущей стоимости за время расчётного периода приведёно на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Изменение потока наличности и чистой текущей стоимости за расчетный срок.

Для данного проекта ВКО=10,8%, это значит, что коэффициент эффективности капитальных вложений не должен быть больше 10% . В нашем случае Е=10 % годовых, т.е. для предприятия, принимаемого проект, это выгодно.

Зависимость накопленного потока наличности от коэффициента эффективности капиталовложений отражена на рис. 5.2.



Рис. 5.2. Зависимость накопленного потока наличности от коэффициента эффективности капиталовложений.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Безопасность труда

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы [12]:

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;

влияние электромагнитного поля на организм;

поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

поражение обслуживающего персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

возможность падения персонала с высоты;

возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

др. факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках; должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, вертикальные экраны между выключателями на ОРУ 110 кВ, съёмные экраны при ремонтных работах.

установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

соблюдение расстояний до токоведущих частей;

применение надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной;

надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

выравнивание потенциалов;

применения разделительных трансформаторов;

применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 ГЦ и110 В и ниже постоянного тока;

применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

- пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т.п., должна обеспечиваться в соответствии с требованиями ПУЭ. При сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями

выполнение организационно-технических мероприятий для безопасного проведения работ.

6.2 Расчет заземляющего устройства подстанции «Волгинская»

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства [19], назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

Вспомогательными заземлителями являются металлические предметы любого назначения, так или иначе соединенных с землей, например, стальных каркасов зданий, арматуры железобетонных оснований, труб любого назначения и т.п.

К основному заземлителю в общем случае присоединяют:

вспомогательные заземлители;

нейтрали генераторов, трансформаторов, подлежащих заземлению в соответствии с принятой системой рабочего заземления;

разрядники и молниеотводы;

металлические части электрического оборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением при повреждении изоляции, например основания и кожухи электрических машин, трансформаторов, аппаратов, токопроводов, металлические конструкции РУ, ограждения и т.п.;

вторичные обмотки измерительных трансформаторов, нейтрали обмоток 380/220 В силовых трансформаторов.

Согласно [19] расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства R_з . Если заземляющее устройство является общим для установок на различное напряжение, то за расчетное принимается наименьшее из допустимых.

Определяют необходимое сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно, из выражения

R_и = (6.1)

где R_з - допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1;

R_и - сопротивление искусственного заземлителя;

R_е - сопротивление естественного заземлителя.

3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта _р для горизонтальных и вертикальных электродов с учетом повышающего коэффициента К_п , учитывающего высыхание грунта летом и промерзание его зимой по формулам:

_р.г = _удК_п.г,(6.2)

_р.в = _удК_п.в,(6.3)

где _уд - удельное сопротивление грунта;

К_п.г и К_п.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов соответственно.

4. Определяют сопротивление растеканию одного вертикального электрода по выражению:

R_в.о = ,(6.4)

где l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

t - глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины стержневого заземлителя, м;

5. Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в :

N = ,(6.5)

где R_о.в.э - сопротивление растеканию одного вертикального электрода, определенное в п.4;

R_и - сопротивление искусственного заземлителя, найденное в п.2.

Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов.

6. Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов R_р.г.э по формуле

R_р.г.э = ,(6.6)

где R_г.э - сопротивление растеканию горизонтальных электродов, определяемое по выражению:

R_г,э = ,(6.7)

где l - длина электрода;

b - ширина полосы;

t - глубина заложения электрода.

7. Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом проводимости горизонтальных соединительных электродов

R_в.э = (6.8)

8. Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного сопротивления вертикального заземлителя:

N = (6.9)

Принимают окончательное число вертикальных электродов, намечают расположение заземлителей.

Рассмотрим расчет заземляющего устройства для данной подстанции.

1. Заземляющее устройство и грозозащита подстанции должны быть выполнены в соответствии с ПУЭ. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 0,5 Ом в любое время года.

Удельное сопротивление =100 Ом*м.

2. При расчете заземляющего устройства сопротивлением естественных заземлителей пренебрегаем, они уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства, их проводимость идет в запас надежности. Тогда

Rн= 0,5 Ом

3. Определим расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей, принимая:

К_п.г.=4,5 и К_п.в.=1,5

_р.г = 100*4,5=450 Ом

_р.в = 100*1,5=150 Ом

4. Находим сопротивление стеканию тока одного вертикального электрода. В качестве вертикального электрода примем круглый стальной стержень диаметром 12 мм, длиной 5м. Верхние концы стержней заглублены на глубину 0,8 м от поверхности земли.

Таким образом

Н=0,8 м

t=H+l/2=0,8+10/2=5,8 м.

L=10 м

d=14*10^-3 м.

R_ов.э = Ом

Определим примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования К_и.в.=0,3.

N =

5. Определим сопротивление стеканию тока горизонтального заземлителя Для выравнивания потенциалов по всей площади подстанции выполняется уравнительный контур из стальных полос сечением 40x4 мм², прокладываемый на глубине 0,8 м от поверхности земли.

Н=0,8 м

t=0,802 м.

L=1755 м

b=0,04 м.

R_г,э = Ом

6. Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

R_в.э = Ом

7. Определяем окончательное число вертикальных электродов:

N =

8. Таким образом, заземляющее устройство подстанции «Волгинская» состоит из горизонтальных и вертикальных заземлителей. Горизонтальный заземлитель (стальные полосы) прокладывается на расстояние 0,8 - 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Заземляющие стержни ввинчиваются в грунт по внешнему контуру заземляющего устройства с расстоянием между стержнями 4 м.

Защитное заземление подстанции удовлетворяет требованиям рабочих заземлений и заземлений средств грозозащиты. Однако, при присоединении средств грозозащиты к защитным заземлениям подстанции необходимо учитывать их особенности.

Защитные и рабочие заземлители отводят в землю ток промышленной частоты и их сопротивление является стационарным, тогда как через средства грозозащиты проходит ток молнии, который имеет импульсную форму. При стекании с заземлителей больших токов молнии в землю вблизи поверхности электродов создаются очень высокие напряженности электрического поля, под воздействием которых пробивается слой земли, прилегающий к поверхности электрода. Вокруг электрода образуется проводящая зона искрения, которая как бы увеличивает поперечные размеры электрода и тем самым снижает его сопротивление. Однако, наибольший эффект снижения сопротивления за счет искрения имеет место только в том случае, когда электроды имеют небольшие размеры и их индуктивное сопротивление практически не влияет на процесс отвода тока в землю. Такие заземлители называются сосредоточенными.

Следовательно, на подстанции возле каждого молниеотвода устанавливается по три стержня, а у каждого ОПНа (ограничителя перенапряжения)- по одному стержню.

К заземляющим устройствам ОРУ присоединены заземляющие тросы ЛЭП и все естественные заземлители подстанции.

Вокруг заземляющего устройства, вынесенного за территорию подстанции, для выравнивания потенциала укладывается один выравнивающий проводник на расстоянии 1 м в направлении от его границ на глубине 1 м.

Эти неучтенные заземлители уменьшают общее сопротивление заземления, проводимость их идет в запас надежности.

6.3 Молниезащита

Тип защиты подстанции - Б. Подстанция «Волгинская» защищена двумя стержневыми молниеотводами М1; М2 различной длины, установленными М1 на опоре 110 кВ; М2 на опоре 0,4 кВ. М2 необходим для защиты радиомачты.

- М1: H=36 м

- М2: H=10,7 м.

Расстояние между молниеотводами L:

- L=44 м

Габаритные размеры торцевых зон защиты определяются по формулам [4]:

h₀₁=0,92h₁ h₀₂=0,92h₂

r₀₁=1,5h₁ r₀₂=1,5h₂

r_x1=1,5(h₁-h_x/0,92)

r_x2=1,5(h₂-h_x/0,92)

Габаритные размеры внутренней области зоны защиты определяются по формулам:

r_с=(r₀₁+ r₀₂)/2

h_с=(h_c1+ h_c2)/2

r_сx =r_с (h_c- h_x)/ h_c

где r_x - радиус зоны защиты на высоте h_x;

r₀ - радиус зоны защиты на уровне земли.

Область зоны защиты должна охватывать площадь подстанции на высоте h_x=6 м.

Рассчитаем зону защиты для молниеотвода М1:

h_x1=6 м; h_x2=4,5 м;

 м

м

Рассчитаем зону защиты для молниеотвода М2:

h_x1=6 м; h_x2=4,5 м;

м

м

Таким образом, область зона защиты охватывает площадь подстанции.

6.4 Оценка экологичности проекта

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно.

Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением [1].

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м - 180 мин; 15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

7. 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.

7.1 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.

7.2 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.

7.3 Конструкция счётчиков Альфа

Счётчик Альфа состоит из трёх основных блоков: корпуса, электронного блока и 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.

7.4 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: