Требования к организации коммерческого учета. Класс точности для коммерческого учета трансформаторов токаКлассы точности трансформаторов токаТрансформаторы тока играют важнейшую роль в обеспечении безопасности и надежности работы электроустановок. Они обладают определенными классами точности. Виды классов точности трансформаторов тока определяются по гост 7746-2001. Величины сопротивления нагрузки и первичного тока для разных классов точности ТТ для измерений и для защиты приведены в ГОСТ и в таблице ниже. Для измерительных цепей и цепей релейной защиты классы точности будут разными. Трансформаторы тока для измерений должны соответствовать одному из классов точности, согласно ГОСТ: 0,1, 0,2S, 0,2, 0,5, 0,5S, 1, 3, 5, 10. Трансформаторы тока для защиты имеют классы точности – 5Р и 10Р. Точность работы ТТ зависит от вторичной нагрузки и первичного тока. 1) При малом сопротивлении нагрузки, ветвь намагничивания будет практически зашунтирована, и трансформатор тока будет работать в нижней части кривой намагниченности, что будет соответствовать большим погрешностям. При большом сопротивлении нагрузки, трансформатор тока будет работать в зоне насыщения ТТ, что также будет соответствовать большим погрешностям. Точность различных классов обеспечивается лишь при определенном значении вторичной нагрузки ТТ. 2) Также точность работы ТТ зависит от величины первичного тока, так как одной из его составляющих является ветвь намагничивания. При малых значениях первичного тока, трансформатор будет работать в нижней части кривой намагниченности, при больших значениях – работа ТТ будет происходить в зоне насыщения. pomegerim.ru Требования к приборам учета и их установкеТребования к приборам учета и их установке 1. Требования к классу точности и функционалу электросчётчиков: -Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. (ОПФРРЭЭ п.138). -В многоквартирных домах, присоединение которых к объектам электросетевого хозяйства осуществляется вновь, на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем подлежат установке коллективные (общедомовые) приборы учета класса точности 1,0 и выше (ОПФРРЭЭ п.138). -Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей), а также в точках присоединения объектов электросетевого хозяйства одной сетевой организации к объектам электросетевого хозяйства другой сетевой организации с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности (ОПФРРЭЭ п.139).: -для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше; -для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше. -Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями, а так же в точках присоединения объектов электросетевого хозяйства одной сетевой организации к объектам электросетевого хозяйства другой сетевой организации с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более. (ОПФРРЭЭ п.139). -Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более. (ОПФРРЭЭ п.141). 2. Требования к местам установки электросчётчиков -Приборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств). При отсутствии технической возможности установки прибора учета на границе балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка прибор учета подлежит установке в месте, максимально приближенном к границе балансовой принадлежности, в котором имеется техническая возможность его установки. (ОПФРРЭЭ п.144). -Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в не отапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27). -Счётчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м (ПУЭ п.1.5.29) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ). -Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съёма счетчика с лицевой стороны (ПУЭ п.1.5.31). -При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38). 3 Способ и схема подключения электросчётчиков -На присоединениях 0,4 кВ при нагрузке до 100А включительно применять ПУ прямого включения. -При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13). 4. Требования к поверке электросчётчиков -На вновь устанавливаемых трёхфазных счётчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес., а на однофазных счётчиках – с давностью не более 2 лет (ПУЭ п.1.5.13). Наличие действующей поверки ПУ подтверждается предоставлением подтверждающего документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени. 5. Требования к измерительным трансформаторам тока -Класс точности – не ниже 0,5 (ОПФРРЭЭ п.139). -При полукосвенном подключении счётчика необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах. -Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта. 25- 40 % загрузки. -Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36). -Выводы вторичных измерительных обмоток трансформаторов тока должны быть изолированы от без контрольного закорачивания клемм или разрыва цепи, при помощи крышек и экранов под опломбировку (ПТЭЭП п.2.11.18). -Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления. (ПОТ РМ п.8.1) -Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23). -Выбор места и способа установки должен обеспечивать возможность визуального считывания с таблички (табличек) ТТ всех данных, указанных в соответствии с ГОСТ 7746–2001, без проведения работ по демонтажу или отключению оборудования (ГОСТ 18620-86 п.3.2). -Трансформатор тока должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). 6. Требования к измерительным трансформаторам напряжения -Класс точности – не ниже 0,5 (ОПФРРЭЭ п.139). -При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из однофазных ТН. -Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН). При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН. (ПТЭЭП п.2.11.18). -Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (ПОТ РМ п.8.1). -Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24). -Выбор места и способа установки должен обеспечивать возможность визуального считывания с таблички (табличек) ТН всех данных, указанных в соответствии с ГОСТ 1983–2001, без проведения работ по демонтажу или отключению оборудования. -ТН должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). 7. Требования к измерительным цепям -В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33). -Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. Электропроводка должна обеспечивать возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам: голубого цвета – для обозначения нулевого рабочего или среднего проводника электрической сети; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета – для обозначения защитного или нулевого защитного проводника; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета по всей длине с голубыми метками на концах линии, которые наносятся при монтаже – для обозначения совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводника; черного, коричневого, красного, фиолетового, серого, розового, белого, оранжевого, бирюзового цвета – для обозначения фазного проводника (ПУЭ п.2.1.31). -Монтаж цепей постоянного и переменного тока в пределах щитовых устройств (панели, пульты, шкафы, ящики и т. п.), а также внутренние схемы соединений приводов выключателей, разъединителей и других устройств по условиям механической прочности должны быть выполнены проводами или кабелями с медными жилами. Применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами для внутреннего монтажа щитовых устройств не допускается (ПУЭ п.3.4.12). -Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п.2.11.18). -При полукосвенном включении счётчика проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Места присоединения цепей напряжения счётчика к токоведущим частям сети должны быть изолированы от без контрольного отсоединения. (ПТЭЭП п.2.11.18). -Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений. -Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения. (ПУЭ п.1.5.19). -Для косвенной схемы подключения прибора учета вторичные цепи следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки. Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования. (ПУЭ п.1.5.23). -При полукосвенном включении счетчика, в качестве проводника вторичных цепей к трансформаторам тока следует применять кабель ВВГ 3 * 2,5 мм 2 с изоляцией жил разного цвета. 8. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе -Должна обеспечиваться возможность полного визуального осмотра со стационарных площадок вводных устройств, ВЛ, КЛ, а также вводных до учётных электропроводок оборудования для выявления до учётного подключения электроприёмников. Конструкция вводных устройств согласовывается отделом оптимизации балансов АО «РСК», отвечающей за организацию учёта, на проектной стадии работ по предоставленным потребителем проектным документам (с чертежами, планами расположения оборудования). Места возможного до учётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18). -При нагрузке до 100А включительно, исключать установку рубильников до места установки узла учета (ПУЭ п.1.5.36). -Для безопасной установки и замены счётчиков в сетях напряжением до 0,4 кВ, должна предусматриваться установка коммутационных аппаратов на расстоянии не более 10 м от ПУ (ПУЭ п.1.5.36), с возможностью опломбировки (ПТЭЭП п.2.11.18). -Установку аппаратуры АВР, ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета. 9. Допуск в эксплуатацию ПКУ. Ответственность за сохранность Каждый измерительный комплекс для использования в расчётах за электроэнергию должен пройти процедуру допуска в эксплуатацию, согласно (ОПФРРЭЭ п.152-154). По результатам допуска в эксплуатацию ИК, персоналом АО «РСК» оформляется соответствующий акт. При положительном решении о допуске ИК, персонал АО «РСК» устанавливает знаки визуального контроля (пломбы, наклейки, и т. п.) на места указанные в выше перечисленных требованиях к ПУ, для исключения возможности искажения данных о прохождении фактических объёмов электроэнергии. Информация об установленных знаков визуального контроля заносится в акт допуска в эксплуатацию ПКУ. Собственник ИК установленного в зоне своей балансовой принадлежности сети, несёт ответственность за сохранность приборов коммерческого учёта, пломб Госстандарта России и знаков визуального контроля АО «РСК». В случае любых их повреждений, или утраты, ИК теряет статус коммерческого (расчётного), а в отношении данного собственника ИК производится перерасчёт за электроэнергию предусмотренный (ОПФРРЭЭ п.195). Расшифровка аббревиатуры ссылок нормативных актов ОПФРРЭЭ - Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии ПУЭ - Правила устройства электроустановок ПТЭЭП - Правила эксплуатации электроустановок потребителей ПОТРМ - Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок www.sv-rsk.ru В чем разница между классами точности 0.5 и 0.5 sТрансформатор тока является важным связующим звеном в сложной цепи информационно-измерительных систем. При этом особую актуальность имеет точность показаний подобного оборудования, ведь при низкой величине подобное оборудование утратит свою пригодность. Все требования к основным классам точности для данных измерительных приборов прописана в действующем стандарте. Сам термин класс точности не является метрологическим термином, он был изобретен создателями приборов, а позже принят метрологами. Основные различия двух измерительных величинЭти 2 класса точности отличаются друг от друга по следующим параметрам:
Многие специалисты предполагают, что в скором времени новые трансформаторы измерительного класса 0,5S вытеснят традиционный 0,5. Старые трансформаторы — отжившие свое приборыНа многих промышленных учетных узлах и по сей можно встретить измерительные приборы с высоким порогом погрешности формата ТВК-10, ТПЛ-10 и т. д. Разработка их конструкции велась еще в далекий советский период, когда отсутствовало понятие коммерческого учета. Тонкие магнитопроводы этих приборов изготавливались методом шихтовки, из-за этого добиться класс точности выше, чем традиционный 0,5, никак не удавалось. Помимо этого, в подобных приборах не было предусмотрено защиты механизма прочным корпусом, за счет чего их качество со временем существенно снизилось. Сегодня подобные пережитки прошлого едва ли включены в класс точности 1. Но показатели точности — не единственный параметр, которым эти приборы не соответствуют. Здесь полностью отсутствует возможность установки пломбы, они не способны выстоять серьезные нагрузки, они уже практически выработали весь свой прошлый ресурс надежности. Все эти явные недостатки вынуждают эксплуатационные службы подыскивать достойную замену отжившим свой срок трансформаторам. К счастью, возможность произвести замену на сегодня не имеют никаких ограничений. Новые модификации, например ТПЛ-10М, созданы на основе применения передовых технологий и самых современным материалов, из-за этого они во многом выигрывают в сравнении с устаревшими аналогами. С целью улучшения показателей точности в механизме трансформаторов стали применять новейшие нанокристаллические сплавы. Подобные приборы повышенной точности пользуются хорошим спросом для установки в бытовых целях, они прекрасно справляются с коммерческим учетом потребленной энергии. Помимо обеспечения должного класса точности, подобные аморфные сплавы способны повышать степень номинальной нагрузки обмоток, создать улучшенную защиту механизма прибора. На выходе получаются достаточно качественные изделия, способные более точно производить расчет потребляемой энергии. vchemraznica.ru Требования к приборам учета и их установке -- МРСК Северо-ЗапaдаТребования к расчетным счетчикам электрической энергии Для учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный реестр средств измерений. Технические параметры и метрологические характеристики счётчиков электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ 52320-2005 Часть 11 «Счетчики электрической энергии», ГОСТ Р 52323-2005 Часть 22 «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S», ГОСТ Р 52322-2005 Часть 21 «Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2» (для реактивной энергии - ГОСТ Р 52425−2005 «Статические счетчики реактивной энергии»). Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке - пломбу сетевой организации. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 месяцев, а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет. Основным техническим параметром электросчетчика является «класс точности», который указывает на уровень погрешности измерений прибора. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными для классификации средств измерений. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета и потребителей: clients.mrsksevzap.ru Требования к организации коммерческого учетаТребования к местам установки приборов учетаПриборы учета подлежат установке на границах балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка - потребителей, сетевых организаций, имеющих общую границу балансовой принадлежности (далее - смежные субъекты розничного рынка). При отсутствии технической возможности установки прибора учета на границе балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка прибор учета подлежит установке в месте, максимально приближенном к границе балансовой принадлежности, в котором имеется техническая возможность его установки. В случае если прибор учета, в том числе коллективный (общедомовой) прибор учета в многоквартирном доме, расположен не на границе балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) смежных субъектов розничного рынка, то объем потребления электрической энергии, определенный на основании показаний такого прибора учета, в целях осуществления расчетов по договору подлежит корректировке на величину потерь электрической энергии, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) до места установки прибора учета (ОПФРР п. 144). Приборы учета (измерительные комплексы) электроэнергии должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Приборы учета общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них, электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п. 1.5.27). Приборы учета должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Высота от пола до коробки зажимов прибора учета должна быть в пределах 0,8-1,7 м (ПУЭ п. 1.5.29) (за исключением вариантов технического решения установки прибора учета в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ). Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (ПУЭ п. 1.5.31). При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п. 1.5.38). Требования к приборам учетаВыбор класса точности:
Требования к поверке:
Требования к вводным устройствам и к коммуникационным аппаратам на вводе
Требования к измерительным трансформаторам напряжения
Требования к измерительным трансформаторам тока
Требования к измерительным цепям
www.moesk51.ru Класс точности трансформаторов для присоединения счетчиков коммерческого учета электроэнергииКласс точности трансформаторов для присоединения счетчиков коммерческого учета электроэнергии
* При строительстве и модернизации оборудования рекомендуется применять класс точности присоединений 0,2. Для присоединения измерительных приборов, счетчиков технического учета необходимо использовать трансформаторы тока и напряжения класса точности 0,5. 1.5.16. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5%. 1.5.17. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами. Допускается производить совместное присоединение токовых цепей, если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, а совместное присоединение не приводит к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока, служащих для учета, и обеспечивает необходимые характеристики устройств релейной зашиты. Использование промежуточных трансформаторов тока для включения коммерческих счетчиков запрещается. 1.5.18. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений. Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения коммерческих счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков. Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 0,5% номинального напряжения. Счетчики электрической энергии межгосударственных ВЛ, ВЛ 110 кВ и выше, генераторов, трансформаторов 10 МВА и выше должны быть подключены к трансформаторам напряжения отдельными кабелями (на группу счетчиков данной секции РУ или отдельный кабель для счетчиков каждого присоединения). 1.5.19. Для присоединения коммерческих 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. 1.5.20. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции. 1.5.21. Цепи учета следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки. Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция сборок и коробок зажимов коммерческих счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования. 1.5.22. Трансформаторы напряжения, используемые только для учета и защищенные на стороне высшего напряжения предохранителями, должны иметь контроль целости предохранителей. 1.5.23. При нескольких системах шин и присоединении каждого трансформатора напряжения только к своей системе шин должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на трансформаторы напряжения соответствующих систем шин. 1.5.24. Конструкция решеток и дверей камер подстанции, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для коммерческого учета, должна обеспечивать воз-можность их пломбирования. Рукоятки приводов разъединителей трансформаторов напряжения, исполь-зуемых для коммерческого учета, должны иметь приспособления для их пломбиро-вания. УСТАНОВКА СЧЕТЧИКОВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКА К НИМ1.5.25. Счетчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С. 1.5.26. Счетчики общепромышленного исполнения, предназначенные для учета электроэнергии, следует устанавливать в помещениях с температурой окружающей среды, находящейся в диапазоне, обозначенном заводом-изготовителем. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться необходимая температура в течение всего года. 1.5.27. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Допускается крепление счетчиков на пластмассовых или металлических щитках. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8–1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м. 1.5.28. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей). 1.5.29. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1°. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны. 1.5.30. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4. 1.5.31. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается. 1.5.32. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19). 1.5.33. При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску. 1.5.34. Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности. 1.5.35. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями гл. 1.7. При этом заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными. 1.5.36. При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений. ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ1.5.37. На тепловых и атомных электростанциях с агрегатами (блоками), не оборудованными информационными или управляющими вычислительными комплексами, следует устанавливать стационарные или применять инвентарные переносные счетчики технического учета в системе СП для возможности расчетов технико-экономических показателей. При этом установка счетчиков активной электроэнергии должна производиться в цепях электродвигателей, питающихся от шин распределительного устройства основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд, и в цепях всех трансформаторов, питающихся от этих шин. 1.5.38. На электростанциях с поперечными связями (имеющих общий паропровод) должна предусматриваться на стороне генераторного напряжения повышающих трансформаторов техническая возможность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля правильности работы коммерческих генераторных счетчиков. 1.5.39. Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергопередающей организации. Технический учет реактивной электроэнергии рекомендуется организовывать на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше. При применении для учета активной электроэнергии микропроцессорных счетчиков установка отдельных счетчиков реактивной энергии не требуется. 1.5.40. На предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применения инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфабриката. Допускается установка счетчиков технического (контрольного) учета на вводе предприятия, если коммерческий учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергоснабжающей организации. На установку и снятие счетчиков технического учета на предприятиях разрешения энергоснабжающей организации не требуется. 1.5.41. Приборы технического учета на предприятиях (счетчики и измерительные трансформаторы) должны находиться в ведении самих потребителей и должны удовлетворять требованиям 1.5.13 (за исключением требования о наличии пломбы энергоснабжающей организации), 1.5.14 и 1.5.15. 1.5.42. Класс точности счетчиков и приборов технического учета активной электроэнергии должен быть не более 0,5. Для электроустановок мощностью менее 1 МВА допускается использование приборов технического учета класса точности 1,0. Классы точности счетчиков и приборов технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков коммерческого учета активной электроэнергии. Глава 1.6 ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ1.6.1. Настоящая глава Правил распространяется на измерения электрических величин, осуществляемых при помощи стационарных средств (показывающих, регистрирующих, фиксирующих и др.). Правила не распространяются на лабораторные измерения и на измерения, осуществляемые с помощью переносных приборов. Измерения неэлектрических величин, а также измерения других электрических величин, не регламентированных Правилами, требуемые в связи с особенностями технологического процесса или основного оборудования, выполняются на основании соответствующих нормативных документов. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ1.6.2. Все средства измерений должны быть разрешены к применению в Республике Казахстан в установленном законом порядке. Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям: 1) класс точности измерительных приборов должен быть не более 2,5; 2) классы точности измерительных шунтов, добавочных резисторов, трансформаторов и преобразователей должны быть не более приведенных в табл. 1.6.1; 3) пределы измерения приборов должны выбираться с учетом возможных наибольших длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений.
Таблица 1.6.1. Классы точности средств измерения
* Значения, указанные в скобках – рекомендуемые при строительстве и модернизации оборудования. На подстанциях и гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала допускается не устанавливать стационарные показывающие приборы, при этом должны быть предусмотрены места для присоединения переносных приборов специально обученным персоналом. 1.6.4. Измерения на линиях электропередачи 110 кВ и выше, а также на генераторах и трансформаторах должны производиться непрерывно. Допускается производить измерения «по вызову» на общий для нескольких присоединений (за исключением указанных в первом абзаце) комплект показывающих приборов, а также применять другие средства централизованного контроля. 1.6.5. При установке регистрирующих приборов в оперативном контуре пункта управления допускается не устанавливать показывающие приборы для непрерывного измерения тех же величин. ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА1.6.6. Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования. 1.6.7. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях: 1) генераторов постоянного тока и силовых преобразователей; 2) аккумуляторных батарей, зарядных, подзарядных и разрядных устройств; 3) возбуждение синхронных генераторов, компенсаторов, а также электродвигателей с регулируемым возбуждением. Амперметры постоянного тока должны иметь двусторонние шкалы, если возможно изменение направления тока. 1.6.8. В цепях переменного трехфазного тока следует 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, в обоснованных случаях, может быть предусмотрено измерение тока каждой фазы линий электропередачи 220 кВ и выше с трехфазным управлением; 3) для дуговых электропечей. ИЗМЕРЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ1.6.9. 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 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. При автоматизированном пуске генераторов или других агрегатов установка на них приборов для непрерывного измерения напряжения не обязательна; 3) в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 100 кВт 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 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. КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ1.6.12. 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 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 МОЩНОСТИ1.6.13. Измерение мощности должно производиться в соответствии с 1.5.4, в цепях: 1) генераторов активной и реактивной мощности. При установке на генераторах мощностью 50 МВт и более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не более 1,0. На электростанциях необходимо измерять суммарную активную мощность при необходимости автоматической передачи этого параметра на вышестоящий уровень оперативного управления; 2) конденсаторных батарей мощностью 25 МВАр и более и синхронных компенсаторов – реактивной мощности; 3) трансформаторов и линий, питающих СН напряжением 6кВ 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 110 кВ и выше – активной и реактивной мощности. В цепях понижающих двухобмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны высшего и низшего напряжения, в цепях понижающих трехобмоточных трансформаторов – со стороны, среднего и низшего, а при необходимости и высшего напряжения. На подстанциях 110 кВ и выше, без выключателей на стороне высшего напряжения, при невозможности установки трансформаторов тока и напряжения, измерение мощности производится по низкой стороне. Также должны предусматриваться места для присоединения контрольных показывающих или регистрирующих приборов. 6) линий напряжением 110 кВ и выше, а также обходных выключателей – активной и реактивной мощности. На линиях напряжением 35 кВ и ниже – где для контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности. 7) на других элементах подстанции, 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, 2) суммарной мощности электростанций. ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ1.6.16. Измерение частоты должно производиться: 1) на каждой секции шин генераторного напряжения; 2) на каждом генераторе блочной тепловой или атомной электростанций; 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. 1.6.18. Абсолютная погрешность регистрирующих частотомеров на электростанциях, участвующих в регулировании мощности, должна быть не более ±0,1 Гц. refdb.ru
arhiv.rzia.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Существуют различные классы точности измерения этих трансформаторов, исходя из которых можно подобрать наиболее точный прибор. Каждый подобный прибор дает определенную долю погрешности, не все потраченные кВт учитываются, в результате чего компании энергосбыта несут определенные убытки ежегодно. Погрешность в учете малого ока всегда имеет отрицательное значение, это важно знать при проведении необходимых расчетов. Наиболее распространенные классы точности на сегодня — это 0,5 и 0,5 S. В чем же разница в этих 2-х довольно схожих величинах? В этом необходим разобраться.
