Одновременно с работами по первичным цепям на второй стадии монтажных работ выполняют монтаж вторичных цепей: устанавливают приборы и аппараты защиты, управления, сигнализации, измерения и учета; прокладывают в коробе провода межкамерных соединений и производят их подсоединение; прокладывают, разделывают и подключают контрольные кабели, кабели питания оперативным током и кабели освещения.

Силовые кабели прокладывают в каналах в помещениях РУ или ТП после установки камер на место. В каналах кабели раскладывают в соответствии с кабельным журналом. После монтажа концевых заделок у каждой заделки вешают маркировочную бирку с надписью в соответствии с кабельным журналом. Жилы кабелей, по которым может быть подано напряжение, подключают к РУ только после окончания всех монтажных работ и приемки РУ в эксплуатацию.

Перед сдачей в эксплуатацию восстанавливают поврежденную отделку камер, окрашивают дополнительно установленные монтажные изделия и конструкции и места сварок. На фасадах камер, а при наличии прохода позади камер и с задней стороны, выполняют четкие надписи в соответствии с проектом, где указывают наименование присоединений. У всех приводов выключателей и разъединителей делают надписи с указанием «Включено» и «Отключено». В камерах КСО рядом с приводами разъединителей завод-изготовитель выполняет надписи, поясняющие, к какому разъединителю относится данный привод. На фазах каждой секции шин РУ предусматриваются места для наложения переносного заземления. На дверях, выходящих из помещения РУ или ТП наружу или в другое помещение, с внешней стороны делают надписи с наименованием РУ или ТП и закрепляют стандартные металлические предупредительные плакаты «Высокое напряжение - опасно для жизни!»

Монтаж КТП выполняют аналогично монтажу КРУ. Сборка КТП включает: соединение выводов трансформатора с РУ; установку автоматического выключателя на вводе низкого напряжения; выполнение заземления; подсоединение отходящих линий; подсоединение кабеля к трансформатору или шкафу ввода. Распределительное устройство, состоящее из нескольких блоков, собирают поочередно.

Автоматические выключатели устанавливают в шкафы КТП после проверки их исправности и соответствия их технических данных указанным на схеме в проекте. Автоматические выключатели выдвижной конструкции вкатывают сначала вручную до упора роликов в опорные скобы, а затем с помощью рукоятки, вращаемой по часовой стрелке. Заземление выключателей выполняют специальными скользящими контактами.

После установки автоматических выключателей укрепляют дугогасительные камеры и проверяют ход подвижных контактов.

Максимально возможное количество указанных работ второй стадии выполняют вне зоны монтажа в период строительства помещения КТП и в период монтажных работ первой стадии.

Монтаж силовых трансформаторов. Трансформаторы доставляют на место установки полностью собранными и подготовленными к включению в работу. Только в случаях, когда не позволяет грузоподъемность транспортных средств и стесненность габаритов, трансформаторы большой мощности доставляются со снятыми радиаторами, расширителем и выхлопной трубой.

Правила предусматривают, что все трансформаторы должны допускать включение их в эксплуатацию без осмотра активных частей, при условии транспортирования и хранения трансформаторов в соответствии с требованиями ГОСТ и «Инструкции по транспортированию, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию без ревизии активных частей». Все операции по транспортировке и хранению силовых трансформаторов оформляются актами и протоколами: осмотра трансформатора и его демонтированных узлов после выгрузки и доставки к месту монтажа; хранения трансформатора до передачи в монтаж. Подготовительные работы к монтажу трансформаторов включают в себя разгрузку и доставку трансформатора к месту ревизии и установки и, в случае необходимости, сушку обмоток и масла. Разгрузку трансформаторов выполняют помощью кранов, а при их отсутствии - с помощью домкратов, путем выкатки на предварительно сложенную из железнодорожных шпал клетку с использованием электрической или ручной лебедки.

Ревизию трансформаторов выполняют по инструкции завода-поставщика. Трансформаторы мощностью до 1600 кВ * А напряжением до 35 кВ поступают с завода заполненными маслом с установленными на них расширителями. Трансформаторы мощностью более 1600 кВ * А и напряжением 220 кВ поступают заполненными маслом, но без расширителя. Не более чем через 6 мес. после отправки с завода должен быть установлен расширитель и долито масло. Перед доливкой масла трансформатор испытывают на электрическую прочность, проводят химический анализ, проверяют герметичность бака и снимают электрические изоляционные характеристики трансформатора. Герметичность трансформаторов, поступивших с маслом, но без расширителя, проверяют

давлением столба масла высотой 1,5 м или посредством установки на баке вертикальной трубы диаметром 25-40 мм с резьбой и уплотняющей гайкой и избыточным давлением осушенного воздуха 15 кПа. Она будет удовлетворительной, если в течение 3 ч избыточное* давление не становится ниже 13 кПа. Радиаторы перед навеской на бак трансформатора испытывают нагретым маслом или сухим воздухом при избыточном давлении 50 кПа в течение 30 мин, а затем промывают чистым трансформаторным маслом, нагретым до 50 - 60°С.

Маслоохладительную систему с принудительной циркуляцией масла и водяным охлаждением перед монтажом очищают от грязи и ржавчины, промывают маслом и после сборки испытывают маслом при давлении масла 500 кПа в течение 30 мин, при этом же давлении испытывают водой задвижки водяной системы. Маслоохладительную систему с принудительной циркуляцией масла и обдувом воздуха после очистки секций также испытывают маслом при давлении 500 кПа в течение 30 мин, проверяя работу вентиляторов и масляного насоса.

Специальные трансформаторы разделяются на герметизированные масляные, совтоловые и сухие. Герметизированные трансформаторы могут быть заполнены совтолом (ТНЗ) или трансформаторным маслом (ТМЗ, ТМУ). Такие трансформаторы устанавливают без ревизий, проверяют лишь наличие герметичности по показаниям установленного на трансформаторе мановакуумметра, которые сверяют с паспортными данными; кроме того отбирают пробы для испытания масла (или совтола) на пробивное напряжение.

Сухие трансформаторы до включения осматривают, проверяя надежность контактных соединений и прочих креплений. После проверки обмотки магнитопровод продувают сухим сжатым воздухом, затем измеряют сопротивление изоляции обмоток и стяжных шпилек; снижение изоляции против нормы не должно быть более 30%. При неудовлетворительной изоляции сухой трансформатор подвергают сушке горячим воздухом от воздуходувки или в вакуумном шкафу с обогревом обмотки током короткого замыкания при пониженном напряжении.

Рассмотрим условия включения масляных трансформаторов без сушки. Согласно СНиП все трансформаторы разбиты на шесть групп:

I - трансформаторы мощностью до 1000 кВ * А на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем;

II - трансформаторы мощностью 1600-6300 кВ-А на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем;

- трансформаторы мощностью 10000 кВ * А и более на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом без расширителя;

- трансформаторы на напряжение 110-500 кВ всех мощностей, транспортируемые с маслом и расширителем;

V - трансформаторы на напряжение 110-500 кВ всех мощностей, транспортируемые без масла, с автоматической подпиткой азотом;

VI - трансформаторы на напряжение 110-500 кВ всех мощностей, транспортируемые с маслом без расширителей.

Условия включения без сушки трансформаторов I группы:

а) проверка герметичности уплотнений. Уровень масла в расширителе

находится:

1) в пределах отметок маслоуказателя;

2) ниже отметок маслоуказателя, но обмотки и переключатель ступеней напряжения перекрыты маслом;

б) отбор пробы масла и определение его пробивного напряжения:
7) пробивное напряжение масла не менее 25 кВ для трансформаторов до 15 кВ и не менее 30 кВ для трансформаторов до 35 кВ;

2) пробивное напряжение масла составляет соответственно 20 и 25 кВ;

в) измерение сопротивления обмоток трансформатора в масле
(мегоомметром на 2,5 кВ): R,,, R₆₀ - при вращении ручки мегоомметра в течение 15 и 60 с. Отношение R₆₀/R₁₅ должно быть при температурах 10-30° не менее 1,3.

При соблюдении условий al, 61, в трансформаторы группы I допускается включать без сушки;

г) дополнительное измерение емкости С обмоток в масле (с помощью прибора ПКВ), если хотя бы одно из трех условий al, 61 и в не соблюдается: С₂ - при частоте тока f = 2 Гц, С₅₀ - при частоте f = 50 Гц. Значения С₂/С₅₀ должны удовлетворять нормам таблицы 25.1;

д) измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg5 обмоток не удовлетворяет нормам.

Сушка трансформатора производится в баке без масла при отсутствии вакуума с естественной или принудительной вентиляцией и под вакуумом с подсосом воздуха. Применяют следующие методы сушки: индукционными потерями, токами нулевой последовательности, инфракрасным излучением вне бака, обдувом горячим воздухом в утепленном укрытии или сушильном шкафу.

Самыми распространенными методами являются: метод обдува горячим воздухом без вакуума и метод сушки индукционными потерями в баке под вакуумом, при этом намагничивающую обмотку размещают на наружной поверхности бака.

Для ускорения процесса сушки подогревают днище бака рисунок 15.1

Рисунок 4 Схема сушки трансформатора с вакуумной установкой и нагревом методом индукционных потерь:

1 - транссформатор; 2 - электропечи под днищем бака; 3 - сборники конденсата; 4 - вакуум-насос; 5 - редукционный вентиль; 6 - вакуумметр; 7 -холодильник

Сушку токами нулевой последовательности применяют для трансформаторов небольшой мощности (до 400 кВ * А). При этом способе вторичные обмотки трансформатора подключают к сети по одной из схем, приведенных на рисунке 15.2. Поскольку обмотка высшего напряжения остается разомкнутой, должны быть приняты меры безопасности, так как на ней может появиться высокое напряжение. В результате воздействия одинаковых по значению и совпадающих по фазе магнитных потоков в меди и магнитопроводе будет выделяться теплота. Влага, испаряющаяся из изоляции, удаляется естественной вытяжкой через трубу, установленную на крышке. Данный способ отличается простотой, но не применяется при соединении вторичных обмоток в треугольник.

Раздел 6. Исследовательская часть

6.1 Методы измерения нагрузки и напряжения в различных точках сети

Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям (ПУЭ):

1) класс точности измерительных приборов должен быть не хуже 2,5;

2) классы точности измерительных шунтов, добавочных резисторов, трансформаторов и преобразователей должны быть не хуже 0,5;1,0;

3) пределы измерения приборов должны выбираться с учетом возможных наибольших длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений.

Учет активной электрической энергии должен обеспечивать возможность определения количества энергии: выработанной генераторами ЭС; потребленной на с. н. и хозяйственные нужды (раздельно) ЭС и ПС; отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин ЭС непосредственно к потребителям; переданной в др. энергосистемы или полученной от них; отпущенной потребителям из электрической сети. Кроме того, учет активной электрической энергии должен обеспечивать возможность: определения поступления электрической энергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы; составления балансов электрической энергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы; контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления й: баланса электрической энергии.

Учет реактивной электрической энергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электрической энергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования.

Измерение постоянного тока в цепях: генераторов постоянного тока И силовых преобразователей; АБ, зарядных, подзарядных и разрядных устройств; возбуждения СГ, СК, а также электродвигателей с регулируемым возбуждением.

Амперметры постоянного тока должны иметь двусторонние шкалы, если возможно изменение направления тока.

В цепях трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы.

Измерение тока каждой фазы должно производиться: для ТГ 12 МВт и более; для ВЛ с пофазным управлением, линий с продольной компенсацией и линий, для которых предусматривается возможность длительной работы в неполнофазном режиме; в обоснованных случаях может быть предусмотрено измерение тока каждой фазы ВЛ 330 кВ и выше с трехфазным управлением; для дуговых электропечей.

Измерение напряжения должно производиться:

1. На секциях сборных шин постоянного и переменного тока, которые могут работать раздельно. Допускается установка одного прибора с переключением на несколько точек измерения. На ПС напряжение допускается измерять только на стороне НН, если установка ТН на стороне ВН не требуется для других целей.

2. В цепях генераторов постоянного и переменного тока, СК, а также в отдельных случаях в цепях агрегатов специального назначения. При автоматизированном пуске генераторов или других агрегатов установка на них приборов для непрерывного измерения напряжения не обязательна.

3. В цепях возбуждения СМ от 1 МВт И более.

4. В цепях силовых преобразователей, АБ, зарядных и подзарядных устройств.

5. В цепях дугогасящих катушек.

В трехфазных сетях производится измерение, как правило, одного междуфазного напряжения. В сетях выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью допускается измерение трех междуфазных напряжений для контроля исправности цепей напряжения одним прибором(с переключением).

Должна производиться регистрация значений одного междуфазного напряжения сборных шин 110 кВ и выше (либо отклонения напряжения от заданного значения) ЭС и подстанций, по напряжению на которых ведется режим энергосистемы.

Контроль изоляции. В сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной средней точкой, как правило, должен выполняться автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз (или полюса) ниже заданного значения, с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением). Допускается осуществлять контроль изоляции путем периодических измерений напряжений с целью визуального контроля асимметрии напряжения.

Измерение мощности.

1. Генераторов активной и реактивной мощности.

При установке на ТГ 100 МВт И более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не ниже 1,0.

ЭС 200 МВт И более - суммарной активной мощности.

Рекомендуется измерять суммарную активную мощность ЭС менее 200 МВт при необходимости автоматической передачи этого параметра на вышестоящий уровень оперативного управления.

2. Конденсаторных батарей 25 МВар и более и СК реактивной мощности.

3. Трансформаторов и линий, питающих с. н. 6 кВ и выше ЭС, активной мощности.

4. Повышающих двух обмоточных трансформаторов ЭС - активной и реактивной. В цепях повышающих трех обмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов с использованием обмотки ни) измерение активной и реактивной мощности должно производиться со стороны СН и НН. для трансформатора, работающего в блоке с генератором, измерение мощности со стороны ни следует производить в цепи генератора.

5. Понижающих трансформаторов 220 кВ и выше - активной и реактивной, 110-150 кВ - активной мощности. В цепях понижающих двух обмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны НИ, а в цепях понижающих трех обмоточных трансформаторов - со стороны СН и НИ. На ПС 110-220 кВ без выключателей на стороне ВН измерение мощности допускается не выполнять. 6. Линий 110 кВ и выше с двусторонним питанием, а также обходных выключателей -активной и реактивной мощности. 7. На других элементах ПС, где для периодического контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности, должна предусматриваться возможность присоединения контрольных переносных приборов.

Должна производиться регистрация: активной мощности ТГ 60 МВт И более; суммарной мощности ЭС (200 МВт и более). Измерение частоты.

1. На каждой секции шин генераторного напряжения.

2. На каждом ТГ блочной ЭС или АЭС.

3. На каждой системе (секции) шин ВН ЭС.

4. В узлах возможного деления энергосистемы на не синхронно работающие части. Регистрация частоты или ее отклонения от заданного значения должна производиться: на ЭС 200 МВт и более; на ЭС 6 МВт И более, работающих изолированно.

Абсолютная погрешность регистрирующих частотомеров на ЭС, участвующих в регулировании мощности, должно быть не более: ±0,1 Гц.

Измерения при синхронизации. Для измерения при точной (ручной или полуавтоматической) синхронизации должны предусматриваться следующие приборы: два вольтметра (или двойной вольтметр); ) два частотомера (или двойной частотомер); синхроноскоп.

Регистрация электрических величина аварийных рeжuмах для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистем должны предусматриваться автоматические осциллографы. Расстановка автоматических осциллографов на объектах, а также выбор регистрируемых ими электрических параметров производятся по указаниям ПУЭ.

Для определения мест повреждений на ВЛ 11 О кВ и выше длиной более 20 км должны предусматриваться фиксирующие приборы.

Краткая характеристика измерительных приборов. Современные промышленные предприятия и жилищно-коммунальные хозяйства характеризуются потреблением различных видов энергии: электроэнергии, тепла, газа, сжатого воздуха и др. Для наблюдения за режимом потребления энергии необходимо измерять и регистрировать. электрические и неэлектрические величины с целью дальнейшей обработки информации..

В электроснабжении измеряют ток (1), напряжение (И), активную и реактивную мощности (Р, Q), электроэнергию (W), активное, реактивное и полное сопротивления (R, Х; Z), частоту (/), коэффициент мощности (cosц); в энергоснабжении - температуру (?), давление (р), расход энергоносителя (G ), тепловую энергию (Е ), перемещение (Х) и др.

Номенклатура приборов, используемых в энергоснабжении для измерения электрических и неэлектрических величин, весьма разнообразна как по методам измерений, так и по сложности преобразователей. Наряду с методом непосредственной оценки часто используют нулевой и дифференциальный методы, повышающие точность.

Ниже дана краткая характеристика измерительных приборов по принципу действия.

Магнитоэлектрические приборы имеют высокую чувствительность, малое потребление тока, плохую перегрузочную способность, высокую точность измерений. Амперметры и вольтметры имеют линейные шкалы, и используются часто как образцовые приборы, имеют малую чувствительность к внешним магнитным полям.

Электромагнитные приборы имеют невысокую чувствительность, значительное потребление тока, хорошую перегрузочную способность, невысокую точность измерений. Шкалы не линейны и линеаризуются в верхней части специальным выполнением механизма. Чаще используются как щитовые технические приборы, просты и надежны в эксплуатации; чувствительны к внешним магнитным полям.

Электродинамические и ферродинамические приборы обладают невысокой чувствительностью, большим потреблением тока, чувствительностью к перегрузкам, высокой точностью. У амперметров и вольтметров - нелинейные шкалы. Важной положительной особенностью являются одинаковые показания на постоянном и переменном токах, что позволяет поверять их на постоянном токе. Чаще они используются как лабораторные приборы.

Приборы индукционной системы характеризуются невысокой чувствительностью, существенным потреблением тока, нечувствительностью к перегрузкам. Преимущественно они служат счетчиками энергии переменного тока. Такие приборы выпускаются одно-, двух- и трехэлементными для работы в цепях однофазных, трехфазных трехпроводных, трехфазных четырехпроводных. для расширения пределов используются трансформаторы тока и напряжения.

Электростатические приборы имеют невысокую чувствительность, но чувствительны к перегрузкам и служат для измерения напряжения на постоянном и переменном токах. Для расширения пределов используются емкостные и резистивные делители.

Термоэлектрические приборы характеризуются низкой чувствительностью, большим потреблением тока, низкой перегрузочной способностью, невысокой точностью и нелинейностью шкалы. Однако их показания не зависят от формы тока в широком диапазоне частот. Для расширения пределов амперметров используют высокочастотные трансформаторы тока.

Выпрямительные приборы характеризуются высокой чувствительностью, малым потреблением тока, небольшой перегрузочной способностью, линейностью шкалы. Показания приборов зависят от формы тока. Используются они в качестве амперметров и вольтметров.

Цифровые электронные измерительные приборы преобразуют аналоговый входной сигнал в дискретный, представляя его в цифровой форме с помощью цифрового отсчетного устройства (ЦОУ) и могут выводить информацию на внешнее устройство - дисплей, цифропечать. Преимуществами цифровых измерительных приборов (ЦИП) являются:

- автоматический выбор диапазона измерения;

- автоматический процесс измерения;

- вывод информации в коде на внешние устройства;

- представление результата измерений с высокой точностью.

Схемы включения измерительных приборов. Измерение напряжения и тока.

Напряжение и ток в сетях постоянного тока измеряют магнитоэлектрическими приборами (вольтметрами, амперметрами) (рис. 1.1). Для расширения пределов измерения вольтметров применяют добавочные сопротивления (Rдоб), а для амперметров - шунты (Rш).

Измерение напряжения, тока и мощности в сетях переменного тока производится электродинамическими приборами (вольтметрами, амперметрами, ваттметрами).

Схема включения амперметра и вольтметра в однофазную сеть через трансформаторы тока и напряжения приведена на рис. 1.2.

Схема включения амперметра и вольтметра в трехфазную сеть через трансформаторы тока и напряжения приведена на рис. 1.3.

Для измерения напряжения и тока широко применяют также электромагнитные приборы.

Измерение напряжения и тока в сетях высокого напряжения производится электродинамическими и электромагнитными приборами, измерение мощности электродинамическими приборами. Эти приборы включаются в сеть через трансформаторы тока и напряжения.

Включение амперметров через трансформатор тока позволяет осуществлять замену приборов путем замыкания вторичной цепи трансформатора, не нарушая электроснабжения.

Измерение активной и реактивной энергии. Для учета активной и реактивной энергии в цепях однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц промышленность изготовляет индукционные электрические счетчики следующих типов: СО - счетчик (С) активной энергии однофазный (О) непосредственного включения или трансформаторный;



Рис 1.1. Схемы включения вольтметра и амперметра в электрическую цепь

Рис 1.2. Схемы включения вольтметра и амперметра в однофазную сеть через трансформаторы тока и напряжения

СОУ - счетчик активной энергии однофазный трансформаторный универсальный (У); СА3 и СА4 - счетчики (С) активной (А) энергии непосредственного включения или трансформаторные для измерений в трехпроводных(3) и четырехпроводных (4) цепях трехфазного тока; . СР3 и СР4 - то же реактивной (Р) энергии; СА3У; СР3У; СА4У; СР4У - счетчики активной (А) и реактивной (Р) энергии, трансформаторные, универсальные (У) для измерений в трехпроводных (3) и четырехпроводных (4) цепях трехфазного тока.

Электрические счетчики изготовляют на различные номинальные токи и номинальные напряжения.

На рис. 1.4-1.20 приведены схемы включения активных й: реактивных счетчиков электроэнергии. Учет энергии с помощью индукционных счетчиков возможен с сохранением класса точности только на синусоидальном токе при спокойном характере нагрузки. При наличии высших гармоник и нестационарных процессов эти счетчики дают значительную погрешность. Электронные счетчики позволяют учитывать энергию при несинусоидальном токе методом широтно-импульсной модуляции, когда токи и напряжения преобразуются в длительность и амплитуду импульсов. При этом получаются дискретные значения мгновенных мощностей р = UуIx. Последующее интегрирование и преобразование среднего значения в частоту, измеряемую счетчиком, позволяет учитывать энергию.

Рис 1.3. Включения вольтметра и амперметра в трехфазную сеть через трансформаторы тока и напряжения

Рис 1.4 Схема включения счетчиков СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 по ГОСТ 6570-75

 Все счетчики, схемы включения которых показаны на рис. 1.4-1.20, имеют специальную маркировку зажимов обмоток напряжения и тока (Г - генератор; Н - нагрузка) для правильного включения.

Рис 1.4 Схема включения счетчиков СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 с разделенной токовой катушкой для двухпроводной сети

Рис 1.5 Схема включения счетчиков СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 по Британскому стандарту В537 6570-75

Правильный учет расхода электроэнергии имеет существенное значение для систематического контроля электропотребления, анализа результатов использования электроэнергии, введения научно обоснованного нормирования, планирования и прогнозирования ее потребления. Учет расхода электроэнергии на различные производственные процессы помогает вскрыть новые резервы экономии и улучшить энергетические показатели предприятия.

На точность измерения электрической энергии велико влияние нагрузок с нелинейной вольтамперной характеристикой (вентильные электроприводы, дуговые электропечи и др.), которые являются источниками высших гармоник.

Несимметричные нагрузки (например, осветительная, однофазная тяговая), потребляя энергию из системы, частично преобразовывают ее и передают обратно в сеть, но уже ухудшенного качества. В результате этих свойств несимметричной нагрузки возникают составляющие энергии обратной и нулевой последовательностей, которые практически не используются, создают потери и ухудшают качество электроэнергии.

Рис 1.7 Схема включения счетчиков СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 с разделенной токовой катушкой для трехпроводной сети

Рис 1.8 Схема непосредственного включения счетчиков типов САЗ-И670Д и САЗ-И670М

Нередко на практике встречаются одновременно несимметричные и несинусоидальные режимы.

В связи с этим проблема точного учета электрической энергии не может быть решена с помощью индукционных счетчиков, необходимо использование более современных, электронных и микропроцессорных средств учета.

В последнее время появились электронные счетчики АВВ ВЭИ «Метроника» - «Альфа», основанные на микропроцессорных комплектах специального назначения, предназначенные для промышленного учета электроэнергии. Счетчик имеет высокую стоимость, требует специального обслуживания и доступен специально подготовленному персоналу для квалифицированной эксплуатации. Класс точности счетчика 0,2.

Если счетчик «Альфа» является автономным средством коммерческого учета с получением графиков энергопотребления за различные временные периоды, то измерительная интегральная автоматизированная система управления энергосбережением (ИАСУЭ) ЗАО ЭНЭЛЭКО, разработанная для промышленного и бытового учета энергии различных видов, имеет иерархическую структуру, позволяющую вести коммерческий учет электроэнергии, тепловой энергии, воды, газа, а также передавать сигналы пожарной, охранной сигнализации и оповещения. Она обеспечивает передачу данных на радиочастоте. между 4095 пунктами. Дальность связи - до 60 км при использовании штыревых антенн. На нижнем уровне для передачи сигналов от 127 абонентов используют двухпроводные линии длиной до 1,2 км.

Для учета электроэнергии используют электронные двухтарифные счетчики однофазные СЭБ-2, СЭБ-512 и трехфазные ПСЧ-3Т с автономным блоком переключения тарифов БПТ-250. Счетчики имеют класс точности 1, напряжение 220 В, диапазон токов 50 мА + 50 Аи напряжение 380 В.



Рис 1.9 Схема включения счетчиков типов САЗ-И677 и САЗ-И684

Рис 1.10 Схема включения счетчиков типов СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 по ГОСТ 6570-75

Рис 1.11 Схема включения счетчиков СО-И445Э, СО-И445Т, СО-И449Э, СО-И449Т, СО-И446 по Британскому стандарту В537



Рис 1.12 Схема включения счетчиков типов СА4-И672Д и СА4-И672М

Рис 1.13 Схема включения счетчиков типов СА4-И678 и СА4-И685

Рис 1.14 Схема включения счетчиков типов СА4-И672Д, СА4У-И672Д, СА4-И672М, СА4У-И672М, СА4-И682, СА4У-И682 с трансформаторами тока в четрыхпроводную сеть



Рис 1.15 Схема включения счетчиков типов СА4-И672Д, СА4У-И672Д, СА4-И672М, СА4У-И672М, СА4-И682, СА4У-И682 с трансформаторами тока и самостоятельным выводом цепи в четырехпроводную сеть

Рис 1.16 Схема включения счетчиков типов СР4-И673Д, СР4У-И673Д, СР4-И673М, СР4У-И673М, СР4-И689, СР4У-И689 с трансформаторами тока в четрыхпроводную сеть

Рис 1.17 Схема включения счетчиков типов СР4-И673Д и СР4-И673М в трех- и четрыхпроводную сеть

Рис 1.18 Схема включения счетчиков типов СР4-И679 и СР4-И686 в трех- и четрыхпроводную сеть

Рис 1.19 Схема включения счетчиков типов СР4-И673Д, СР4-И673Д, СР4-И673М, СР4У-И673М, СР4-И689, СР4У-И689 в трехпроводную сеть

Рис 1.20 Схема включения счетчиков типов СР4-И673Д, СР4У-И673Д, СР4-И689М, СР4У-И689 с трансформаторами тока в трехпроводную сеть

Список используемой литературы

1. Васильев А. А. «Электрическая часть станций и подстанций». Минэнергоиздат 2005 г.

2. Идельчик В. И. Электрические системы и сети; Учебник для вузов. - М. : Энергоатомиздат, 2004.

3. Крючков И. П. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для электроэнергетических специальностей вузов. Под ред. Б. Н. Неклепаева - 3-е изд. , перераб. доп. - М. : Энергия, 2006.

4. Методические указания по расчету токов к. з.

5. Неклепаев Б. Н. , Крючков И. П. «Электрическая часть станций и подстанций», Минэнергоиздат 2003 г.

6. Правило устройства электроустановок. Минэнергоиздат 2005 г.

7. Рожкова Л. Д. , Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 2005.

8. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергия, 2003.

9. Справочник по проектированию электроэнергетических систем; Под ред. С.С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М. :Энергоатомиздат, 2005.

10. Справочник энергетика под ред. А.Н. Чохонелидзе.- М.: Колос, 2006.-488с.

Размещено на Allbest.ru