Система измерений на ПС и ЭС

Лекция 4. Система измерений на ПС и ЭС Средства измерений на ПС и ЭС регламентируются ПУЭ, п. 1.6, учета электроэнгергии – п. 1.5 Контроль за ражимом работы оборудования на ПС и ЭС осуществляется с помощью КИП. Состав КИП и место его установки разлицаются в зависимости от харатктера объхекта и его струткуры. Приборы могут размещаться на Главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ), центральном щите управления (ЦЩУ), и на местных щитах. Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям: 1) класс точности измерительных приборов должен быть не хуже 2,5; 3) пределы измерения приборов должны выбираться с учетом возможных наибольших длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений. необходимый объём измерений, для конкретных функциональных групп подстанций энергосистем. 2.0. Генераторы Для генераторов производят измерение и регистрацию: - действующие значения фазных токов во всех фазах (для ТГ мощность более 12 МВт); - действующие значения всех напряжений; - действующие значения тока и напряжения возбуждения; - активная и реактивная мощности трехфазной системы; - частота; Также 2.1 Трансформаторы (автотрансформаторы) Для трансформаторов со стороной высшего напряжения 35-20-10-6 кВ должнывыполняться измерения следующих режимных параметров по каждой стороне обмотки: - действующее значение фазного тока в одной фазе (Ib); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). Для трансформаторов (автотрансформаторов) со стороной высшего напряжения 220-110 кВ должны выполняться измерения следующих режимных параметровпо каждой стороне обмотки (каждой стороне обмотки автотрансформатора): - действующее значение фазного тока в одной фазе (Ib); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q); - действующее значение тока в общей обмотке (Iоо) (при наличии подключенных источников активной или реактивной мощности). Для всех трансформаторов (автотрансформаторов), снабженных переключающими устройствами для дистанционного регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН, ВДТ) как правило, производится установка указателя положения переключателя ответвления. Должны отображаться следующие параметры: - для трансформаторов (автотрансформаторов) 220-110 кВ - положение анцапф РПН, ВДТ; - для трансформаторов 35-20-10-6 кВ - положение анцапф РПН; - для ВДТ, ЛР – положение переключающего устройства. 2.2 Линии электропередачи 6-220 кВ На линиях электропередачи и обходном выключателе 220 кВ должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение междуфазного напряжения или фазного напряжениядля однофазных ТН (Uab, Ubc, Uca) (при наличии ТН); - действующее значение фазного тока в каждой фазе (Ia, Ib, Ic); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). На линиях электропередачи и обходном выключателе 110 кВ должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение фазного напряжения (Ubо) (при наличии ТН на ЛЭПили ёмкостного отбора); - действующее значение фазного тока в каждой фазе (Ia, Ib, Ic); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). На линиях электропередачи 35 кВ должны выполняться измерения следующихрежимных параметров: - действующее значение фазного тока (Ia, Ib, Ic), (Ia, Ic для ЛЭП к мощным потребителям с возможностью несимметричных режимов); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). На линиях электропередачи 20-10-6 кВ должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение фазного тока в одной фазе(Ib); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). На отдельных присоединениях (по выбору диспетчерского центра СО или сетевой организации) может потребоваться измерение частоты. Это необходимо для того, чтобы при аварийном разделении единой сети на несинхронно работающие частиимелась возможность контролировать частоту в каждой из этих частей. 2.3 Секционный (шиносоединительный) выключатель 6-220 кВ Для секционных (шиносоединительных) выключателей 110-220 кВ должнывыполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение фазного тока (Ia, Ib, Ic); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). Для секционных выключателей 35-20-10-6 кВ должны выполняться измеренияследующих режимных параметров: - действующее значение фазного тока в одной фазе(Ib); - активная мощность трехфазной системы (± P); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). 2.4 Сборные шины 6-220 кВ На секции шин 110-220 кВ должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение междуфазного напряжения (Uab, Ubc, Uca); - частота сети (F). На секции шин 35 кВ и ниже должны выполняться измерения действующихзначений междуфазного напряжения (Uab, Ubc, Uca). 2.5 Компенсирующие устройства Для средств компенсации реактивной мощности напряжением 220-110 кВ, инапряжением ниже 110 кВ мощностью 25 МВар и более должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - действующее значение фазного тока в одной фазе(Ib); - активная мощность трехфазной системы (P) (потери в установке); - реактивная мощность трехфазной системы (± Q). 2.6 Система постоянного и выпрямленного тока Для систем постоянного и выпрямленного тока должны выполняться измерения следующих режимных параметров: - напряжение на секциях ЩПТ =220 В относительно земли и междуполюсами (U); - ток заряда АБ; - ток зарядно-подзарядного агрегата; - напряжение АБ. 2.7 Собственные нужды ~0,4 кВ Для собственных нужд ~0,4 кВ должны выполняться измерения следующихрежимных параметров: - действующее значение междуфазного напряжения секции шин (Uab, Ubc,Uca); - действующее значение фазного тока (Ia, Ib, Ic) вводных и секционного выключателя. 2.8 Дополнительные телеизмерения Дополнительные измерения на ПС 35-220 кВ включают в себя измерения следующих параметров: - температура наружного воздуха; - температура в помещении АСУ; - температура в помещении связи; - температура в ОПУ. 1.6.3. Установка измерительных приборов должна, как правило, производиться в пунктах, откуда осуществляется управление. 1.6.4. Измерения на линиях электропередачи 330 кВ и выше, а также на генераторах и трансформаторах должны производиться непрерывно. На некотороым оборудовании допускается производить измерения периодически с помощью средств централизованного контроля. 1.6.6. Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования. 1.6.8. В цепях переменного трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы. Измерение тока каждой, фазы должно производиться: 1) для синхронных турбогенераторов мощностью 12 МВт и более; 2) для линий электропередачи 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 линий электропередачи 330 кВ и выше с трехфазным управлением; 3) для дуговых электропечей. 1.6.9. Измерение напряжения, как правило, 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 подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения, если установка трансформаторов напряжения на стороне высшего напряжения не требуется для других целей; 2) в цепях генераторов постоянного и переменного тока, синхронных компенсаторов, а также в отдельных случаях в цепях агрегатов специального назначения. 3) в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 1 МВт и более. В цепях возбуждения гидрогенераторов измерение не обязательно; 4) в цепях силовых преобразователей, аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств; 5) в цепях дугогасящих реакторов. 1.6.10. В трехфазных сетях производится измерение, как правило, одного междуфазного напряжения. В сетях напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью допускается измерение трех междуфазных напряжений для контроля исправности цепей напряжением одним прибором (с переключением). 1.6.11. Должна производиться регистрация значений одного междуфазного напряжения сборных шин 110 кВ и выше (либо отклонения напряжения от заданного значения) электростанций и подстанций, по напряжению на которых ведется режим энергосистемы. 1.6.13. Измерение мощности должно производиться в цепях: 1) генераторов - активной и реактивной мощности. При установке на генераторах мощностью 100 МВт и более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не хуже 1,0. На электростанциях мощностью 200 МВт и более должна также измеряться суммарная активная мощность. 2) конденсаторных батарей мощностью 25 МВАр и более и синхронных компенсаторов - реактивной мощности; 3) трансформаторов и линий, питающих СН напряжением 6 кВ и выше тепловых электростанций, - активной мощности; 4) повышающих двухобмоточных трансформаторов электростанций - активной и реактивной мощности. В цепях повышающих трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов с использованием обмотки низшего напряжения) измерение активной и реактивной мощности должно производиться со стороны среднего и низшего напряжений. Для трансформатора, работающего в блоке с генератором, измерение мощности со стороны низшего напряжения следует производить в цепи генератора; 5) понижающих трансформаторов 220 кВ и выше - активной и реактивной, напряжением 110-150 кВ - активной мощности. В цепях понижающих двухобмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны низшего напряжения, а в цепях понижающих трехобмоточных трансформаторов - со стороны среднего и низшего напряжений. На подстанциях 110 - 220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения измерение мощности допускается не выполнять. При этом должны предусматриваться места для присоединения контрольных показывающих или регистрирующих приборов; 6) линий напряжением 110 кВ и выше с двусторонним питанием, а также обходных выключателей - активной и реактивной мощности; 7) на других элементах подстанций, где для периодического контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности, должна предусматриваться возможность присоединения контрольных переносных приборов. 1.6.14. При установке щитовых показывающих приборов в цепях, в которых направление мощности может изменяться, эти приборы должны иметь двустороннюю шкалу. 1.6.15. Должна производиться регистрация: 1) активной мощности турбогенераторов (мощностью 60 МВт и более); 2) суммарной мощности электростанций (мощностью 200 МВт и более). 1.6.16. Измерение частоты должно производиться: 1) на каждой секции шин генераторного напряжения; 2) на каждом генераторе блочной тепловой или атомной электростанции; 3) на каждой системе (секции) шин высшего напряжения электростанции; 4) в узлах возможного деления энергосистемы на несинхронно работающие части. 1.6.17. Регистрация частоты или ее отклонения от заданного значения должна производиться: 1) на электростанциях мощностью 200 МВт и более; 2) на электростанциях мощностью 6 МВт и более, работающих изолированно. 1.6.19. Для измерений при точной (ручной или полуавтоматической) синхронизации должны предусматриваться следующие приборы: два вольтметра (или двойной вольтметр); два частотомера (или двойной частотомер); синхроноскоп. 1.6.20. Для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться автоматические осциллографы. 1.6.23. Для определения мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше длиной более 20 км должны предусматриваться фиксирующие приборы. 1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии: 1) выработанной генераторами электростанций; 2) потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций; 3) отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям; 4) переданной в другие энергосистемы или полученной от них; 5) отпущенной потребителям из электрической сети. Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность: определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы; составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы; контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии. 1.5.5. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, 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. 1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя. 1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться: 1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия; 2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, - по два счетчика со стопорами; 3) для межсистемных линий электропередачи - два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; 4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см также 1.5.10). Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков; 5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН). Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов; 6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций; 7) для каждого обходного выключателя или для шиносоедини-тельного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами. На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии. 1.5.8. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий. 1.5.9. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться: 1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10); 2) для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем; 3) на трансформаторах СН; 4) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т. п.), присоединенных к шинам СН; 5) для каждого обходного выключателя или для шиносоедини-тельного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами. Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков. 1.5.10. Расчетные счетчики, предусматриваемые в соответствии с 1.5.7, п. 4 и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии. 1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться: 1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении; 2) на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении. Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5. В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН) допускается организация учета на отходящих линиях 6- 10 кВ. Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии; 3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей; 4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения; 5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе. Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики. 1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться: 1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности; 2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы. Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором. Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии. 1.5.14. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков. 1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжение для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0. Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока. Трансформаторы напряжения, используемые для присоединения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0. 1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами. 1.5.19. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений. 1.5.20. Для присоединения расчетных счетчиков на линиях электропередачи 110 кВ и выше допускается установка дополнительных трансформаторов тока (при отсутствии вторичных обмоток для присоединения счетчиков, для обеспечения работы счетчика в требуемом классе точности, по условиям нагрузки на вторичные обмотки и т. п.). См. также 1.5.18. 1.5.21. Для обходных выключателей 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов тока на одну ступень по отношению к указанному в 1.5.16. Для обходного выключателя 110 кВ и шиносоединительного (междусекционного) выключателя 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5; при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень. Такое же включение счетчиков и снижение класса точности трансформаторов тока допускается для шиносоединительного (междусекционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110-220 кВ со встроенными трансформаторами тока. 1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции. ГРЭС ТЭЦ ПС с дежурством оперативного персонала на ПС ПС без дежурства персонала на ПС Таблица 1.1 Контрольно - измерительные приборы на электростанциях и подстанциях № п/п Цепь Место установки прибора Перечень приборов Примечание 1 2 3 4 5 Электростанции 1 Турбогенератор Статор Амперметр в каждой фазе, вольтметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии, датчики активной и реактив- ной мощности Регистрирующие приборы: амперметр, ваттметр и вольтметр (на генераторах 60 МВт и более) 1. Перечисленные при- боры устанавливаются на основных щитах управления (БЩУ или ГЩУ) 2. Если имеется БЩУ, то и на ГЩУ устанавливаются ваттметр и варметр 3. На генераторах до 12 МВт в цепи статора устанавливается амперметр в одной фазе 4. Если нет БЩУ, то на групповом щите турбины устанавливается ваттметр, частотомер в цепи статора, вольтметр в цепи возбуждения 5. На ГЩУ устанавливаются частотомер, суммирующие ваттметр и варметр Ротор Амперметр, вольт-метр Вольтметр в цепи основного и резервного возбудителя Регистрирующий амперметр (на генераторах 60 МВт и более) 2 Гидрогенератор Статор Те же приборы, что и для турбогенератора На ГЭС без постоянных дежурных вместо стационарных приборов предусматриваются места для переносных приборов Ротор Амперметр, вольтметр 3 Блок генератор– трансформатор Генератор Приборы по п.1 В цепи генератора устанавливаются осциллограф и приборы синхронизации Блочный трансформатор НН – СН Амперметр, ваттметр и варметр ВН Амперметр Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 5 4 Трансформатор связи (с энергосистемой или РУ разных напряжений) Двухобмоточный ВН – У трансформаторов, работающих в блоке “трансформатор-линия”, ток измеряется во всех трех фазах НН Амперметр, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой Трех-обмо-точ-ный или авто-транс-фор-матор НН Амперметр, ваттметр, варметр Для трансформаторов с реверсивной работой- ваттметры и варметры с двусторонней шкалой СН Амперметр, ваттметр, варметр ВН Амперметр 5 Линия с.н. или транс-форматор с.н. На одну секцию Со стороны питания: амперметр, ваттметр, счетчик активной энергии На блочных станциях приборы устанавливаются на вводе 6,3 кВ На две секции На вводе к секциям 6,3: амперметр, ватт-метр, счетчик активной энергии, датчик активной мощности 6 Линия 6-10 кВ к потребителям Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии для линий, принадлежащих потребителю Если по счетчикам не ведется денежный расчет, то счетчик реактивной энергии не устанавливается 7 Линия 35 кВ Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии (на тупиковых потребительских линиях) Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 5 8 Линия 110-220кВ Амперметр; ватт-метр, варметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях; фиксирующий прибор для определения места к.з. 1. Для линий с пофазным управлением устанавливаются ампер- метры в каждой фазе 2. На линиях с двусторонним питанием ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, два счетчика активной энергии со стопорами 9 Линия 330-750кВ Амперметр в каждой фазе, ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой, датчики активной и реактивной мощности, осциллограф, фиксирующий прибор для определения места к.з. На линиях межсистемной связи устанавливаются счетчики активной энергии со стопорами 10 Сборные шины высшего напряжения электростанции На каждой секции или системе шин Вольтметр с переключением для измерения трех междуфазных напряжений. Регистрирующие приборы: частотомер, вольтметр и суммирующий ватт-метр (на электростанциях 200 МВт и более) Приборы синхронизации: два частотомера, два вольтметра, синхроноскоп. Осциллограф 1. На шинах 35 кВ устанавливается один вольтметр для контроля междуфазного напряжения и один вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений 2. На шинах 110 кВ устанавливается по одному осциллографу на секцию или систему шин: на шинах 150-220кВ– по два осциллографа Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 5 11 Сборные шины станции (но не высшего напряжения) На каждой секции или системе шин Вольтметр для измерения междуфазного напряжения, частотомер, приборы синхронизации 1. На шинах 35 кВ вольтметры по примечанию к п.10 2. Приборы синхронизации устанавливаются при возможности синхронизации Общие приборы с переключе-нием на любую секцию или систему шин Два регистрирующих вольтметра для измерения междуфазных напряжений и два частотомера - 12 Шины 6-10кВ с.н. Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольт-метр с переключением для измерения трех фазных напряжений. - 13 Шиносоеди-нительный или секционный выключатель Амперметр - 14 Обходной выключа-тель Амперметр, ваттметр, варметр (с двусторонней шкалой), расчетные счетчики и фиксирующий прибор - 15 Шунти-рующий реактор Амперметр, варметр - 16 Шунти-рующая емкость Амперметр в каждой фазе, варметр - Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 5 17 Понизи-тельный двухобмо-точный трансфор-матор ВН - 1. Для трансформаторов и линий подстанций 220 кВ и ниже без постоянного дежурного персонала контроль за величинами тока, напряжения и мощности осуществляется с применением измерительных преобразователей (датчиков тока, напряжения, активной и реактивной мощности) 2. На подстанциях с постоянным дежурством ваттметры устанавливаются только для трансформаторов 110 кВ и выше, а варметры – только для трансформаторов 220 кВ и выше (это же относится и к датчикам мощности на подстанциях без постоянного дежурного персонала) 3. При возможности реверсивной работы трансформаторов (автотрансформаторов) ваттметры и варметры должны иметь двустороннюю шкалу, счетчики НН Амперметр, ваттметр, варметр счетчики активной и реактивной энергии 18 Трехобмо-точный трансфор-матор или автотранс-форматор ВН Амперметр СН Амперметр, ваттметр, варметр счетчики активной и реактивной энергии НН То же, что и СН Продолжение таблицы 1.1 1 2 3 4 5 активной энергии со стопорами 4. На трансформаторах с расщепленной обмоткой НН, а также присоединенной к шинам 6-10 кВ через сдвоенный реактор приборы устанавливаются в каждой цепи НН 19 Синхрон-ный ком-пенсатор Статор Амперметр, вольтметр варметр с двусторонней шкалой ; счетчики реактивной энергии со стопорами Ротор Амперметр, вольтметр 20 Сборные шины 6, 10 и 35 кВ На каждой секции или системе шин Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольт-метр с переключением для измерения трех фазных напряжений. 1. На подстанциях без постоянного дежурного персонала контроль за напряжением осуществляется с применением измерительных преобразователей (датчиков) 2. На транзитной подстанции напряжением 35 кВ устанавливается регистрирующий вольтметр, если шины 35 кВ подстанции являются контрольными точками по напряжению в энергосистеме Продолжение таблицы 1.1 21 Сборные шины 110-220 кВ То же Вольтметр для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр; осциллограф на транзитных подстанциях 22 Сборные шины 330 кВ и выше На каждой секции или системе шин То же, что и в п.21, и регистрирующий частотомер На подстанциях, где требуется точная синхронизация, устанавливается колонка синхронизации 23 Секционный или шино-соединитель-ный выклю-чатель - То же, что по п.13 - 24 Обходной выключатель - То же, что по п.14 - 25 Линии 6-10 кВ - То же, что по п.6, 7, 8, 9 Для линий 220 кВ и ниже см. примечание к п.17 26 Трансформа-тор с. н. ВН - - НН Амперметр, расчетный счетчик активной энергии 27 Дугогаси-тельная катушка - Регистрирующий амперметр - Таблица 1.2 ррЛЬНЫМИ ПРИЬОРАМИ, ВКЛЮЧАЕМЫМИ ЧЕРЕЗ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРОЫПотребление мощности щитовыми электроизмерительными приборами, включаемыми через измерительные трансформаторы Наименование прибора Условное графичес-кое обоз-начение Тип Класс точности Потребляемая мощность, В*А катушка напряжения катушка тока 1 2 3 4 5 6 Приборы стрелочные, показывающие Амперметр Э-378 Э-377 Э-335 Э-379 Э-390 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 - - - - - 0,1 0,1 0,5 0,5 0,5 Вольтметр Э-378 Э-377 Э-335 Э-379 Э-390 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 2 2 2 2 2 - - - - - Ваттметр трехфазный для трехпро-водных цепей Д-305 Д-335 Д-335/1 Д-304 Д-301/1 Д-390 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 2 1,5 1,5 2 1,5 5 0,5 0,5 0,5 0,5 1 2 То же, но для четырехпро-водных цепей Д-323 2,5 10 5 Варметр Д-305 Д-335 Д-335/1 Д-304 Д-390 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 2 1,5 1,5 2 5 0,5 0,5 0,5 0,5 2 Фазометр трехфазный Д-301 Д-300 1,5 1,5 5 10 4 5 Частотомер Э-373 Э-372 Э-371 2,5 2,5 2,5 1 0,7÷3 0,7÷3 - - - Продолжение таблицы 1.2 1 2 3 4 5 6 Синхроноскоп Э-327 Э-35 ±3˚ ±3˚ - - - - Приборы регистрирующие Амперметр Н-3093 Н-394 Н-344 Н-343 2,5 1,5 2,5 - - - - 6,0 10 10 10 Вольтметр Н-344 Н-343 1,5 2,5 10 10 - - Ваттметр Н-3095 Н-348 1,5 6 10 6 10 Варметр Частотомер Н-397 2,5 10 - Фазометр Н-398 2,5 10 10 Измерительные преобразователи (датчики) Измеритель-ные преобра-зователи ак-тивной мощ-ности 3-х фаз-ных 3-х про-водных цепей переменного тока Е-728 Е-748 Е-812 Е-849-М1 1,0 0,5 1,0 1,0 10 3 1 0,2 1 1 1 0,2 То же, но реактивной мощности Е-729 Е-813 Е-849-М1 1,0 1,0 1,0 10 1 0,2 1 1 0,2 Измеритель-ные преобра-зователи пе-ременного тока Е-810 Е-854 0,5 0,5 - - 1 0,5 Продолжение таблицы 1.2 1 2 3 4 5 6 То же, напря-жения пере-менного тока Е-800 Е-855 0,5 0,5 3 1 - - Таблица 1.3 Счетчики Наимено-вание прибора Условное графичес-кое обозначе-ние Тип Класс точ-ности Параметры катушек напряжения тока потребл. мощность, В∙А кол-во катушек cosφ потребл. мощность, Вт кол-во катушек cosφ Счетчик ватт-часов трехфаз-ный для трехпро-водных цепей ЦЭ6804 ЦЭ6805В ЦЭ6808В ЦЭ6803В 1 0,5 0,2 2,0 2,5 1 1 2 2 2 2 2 0,38 0,38 0,38 0,38 0,1 0,2 0,1 0,1 2 2 2 2 1 1 1 1 Счетчик вольт- ампер- часов реактивный для трех-проводных цепей ЦЭ6811 1 1 2 0,38 0,3 2 1 Требования ОАО «ФСК ЕЭС» к электрическим измерениям,передаваемым в АСУТП, для различных функциональных групп ПС 35-220кВ Современные измерительные приборы могут выполнять не только функциюизмерения параметров сети и их визуализацию, но и передачу данных измерений (телеизмерений) в АСУ ТП подстанции. АСУ ТП подстанции обменивается информацией с центрами управления, выполняющими функции оперативно-диспетчерского иоперативно-технологического управления электрическими сетями. При этом измерительные приборы должны соответствовать требованиям, предъявляемым ОАО «ФСКЕЭС» к измерительным преобразователям, а именно: - измерительные преобразователи должны иметь аттестацию для примененияна объектах ОАО «ФСК ЕЭС»; - измерительные преобразователи должны иметь класс точности не хуже 0,5,поддерживать протоколы обмена информацией ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/104 и передавать данные с метками единого астрономического времени (согласно [4] п.5.4); - измерительный преобразователь должен быть промышленного исполнения,иметь собственные средства диагностики с записью сигналов диагностики и событийво внутренний буфер событий и передачей их для обработки на верхний уровеньАСУТП. Обязательна синхронизация с СОЕВ (согласно [3] п. 2.8.4); - измерительный преобразователь помимо основного интерфейса Ethernet должен иметь резервированный интерфейс Ethernet, либо резервирование должно выполняться размножением сетевых портов внешними устройствами (коммутаторами) (согласно [3] п. 2.8.6). Для подключения к дублированной ЛВС АСУ ТП по резервированным каналам передачи данных преобразователь должен поддерживать протоколсетевого резервирования RSTP (с рядом других протоколов) и обеспечивать совместимость с устройствами ЛВС и принципами построения сети. В случае отсутствияподдержки преобразователем сетевого резервирования, данные функции берёт на себядополнительное внешнее сетевое устройство - коммутатор (согласно [3] п. 2.8.7). Типовую структурную схему системы АСУ ТП для ПС см. "Приложение к распоряжению ОАО «ФСК ЕЭС» от 28.04.2012 № 286р", раздел 3.; - ресурс работы преобразователя не должен быть меньше 20 лет при условииего круглосуточной работы (согласно [3] п.2.8.9). Пример МИП PM130, 135 Блочный щит управления РУ 35 РУ 110 мостик РУ 110 1 секц РУ 110 1 ССШ с обх РУ 10