Меню

Установка трансформаторов тока по пуэ



Правильный выбор трансформатора тока по ГОСТу

Задача данной статьи дать начальные знания о том, как выбрать трансформатор тока для цепей учета или релейной защиты, а также родить вопросы, самостоятельное решение которых увеличит ваш инженерный навык.

В ходе подбора ТТ я буду ссылаться на два документа. ГОСТ-7746-2015 поможет в выборе стандартных значений токов, мощностей, напряжений, которые можно принимать для выбора ТТ. Данный ГОСТ действует на все электромеханические трансформаторы тока напряжением от 0,66кВ до 750кВ. Не распространяется стандарт на ТТ нулевой последовательности, лабораторные, суммирующие, блокирующие и насыщающие.

Кроме ГОСТа пригодится и ПУЭ, где обозначены требования к трансформаторам тока в цепях учета, даны рекомендации по выбору.

Выбор номинальных параметров трансформаторов тока

До определения номинальных параметров и их проверки на различные условия, необходимо выбрать тип ТТ, его схему и вариант исполнения. Общими, в любом случае, будут номинальные параметры. Разниться будут некоторые критерии выбора, о которых ниже.

1. Номинальное рабочее напряжение ТТ. Данная величина должна быть больше или равна номинальному напряжению электроустановки, где требуется установить трансформатор тока. Выбирается из стандартного ряда, кВ: 0,66, 3, 6, 10, 15, 20, 24, 27, 35, 110, 150, 220, 330, 750.

2. Далее, перед нами встает вопрос выбора первичного тока ТТ. Величина данного тока должна быть больше значения номинального тока электрооборудования, где монтируется ТТ, но с учетом перегрузочной способности.

Приведем пример из книги. Допустим у статора ТГ ток рабочий 5600А. Но мы не можем взять ТТ на 6000А, так как турбогенератор может работать с перегрузкой в 10%. Значит ток на генераторе будет 5600+560=6160. А это значение мы не замерим через ТТ на 6000А.

Выходит необходимо будет взять следующее значение из ряда токов по ГОСТу. Приведу этот ряд: 1, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 1600, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000, 8000, 10000, 12000, 14000, 16000, 18000, 20000, 25000, 28000, 30000, 32000, 35000, 40000. После 6000 идет 8000. Однако, некоторое электрооборудование не допускает работу с перегрузкой. И для него величина тока будет равна номинальному току.

Но на этом выбор первичного тока не заканчивается, так как дальше идет проверка на термическую и электродинамическую стойкость при коротких замыканиях.

2.1 Проверка первичного тока на термическую стойкость производится по формуле:

Формула проверки первичного тока ТТ на термическую устойчивость

Данная проверка показывает, что ТТ выдержит определенную величину тока КЗ (IТ) на протяжении определенного промежутка времени (tt), и при этом температура ТТ не превысит допустимых норм. Или говоря короче, тепловое воздействие тока короткого замыкания.

iуд — ударный ток короткого замыкания

kу — ударный коэффициент, равный отношению ударного тока КЗ iуд к амплитуде периодической составляющей. При к.з. в установках выше 1кВ ударный коэффициент равен 1,8; при к.з. в ЭУ до 1кВ и некоторых других случаях — 1,3.

2.2 Проверка первичного тока на электродинамическую стойкость:

Формула проверки первичного тока ТТ на динамическую устойчивость

В данной проверке мы исследуем процесс, когда от большого тока короткого замыкания происходит динамический удар, который может вывести из строя ТТ.

Для большей наглядности сведем данные для проверки первичного тока ТТ в небольшую табличку.

выбор первичного тока трансформатора тока по термической и электродинамической устойчивости

3. Третьим пунктом у нас будет проверка трансформатора тока по мощности вторичной нагрузки. Здесь важно, чтобы выполнялось условие Sном>=Sнагр. То есть номинальная вторичная мощность ТТ должна быть больше расчетной вторичной нагрузки.

Вторичная нагрузка представляет собой сумму сопротивлений включенных последовательно приборов, реле, проводов и контактов умноженную на квадрат тока вторичной обмотки ТТ (5, 2 или 1А, в зависимости от типа).

Величину данного сопротивления можно определить теоретически, или же, если установка действующая, замерить сопротивление методом вольтметра-амперметра, или имеющимся омметром.

Сопротивление приборов (амперметров, вольтметров), реле (РТ-40 или современных), счетчиков можно выцепить из паспортов, которые поставляются с новым оборудованием, или же в интернете на сайте завода. Если в паспорте указано не сопротивление, а мощность, то на помощь придет известный факт — полное сопротивление реле равно потребляемой мощности деленной на квадрат тока, при котором задана мощность.

Схемы включения ТТ и формулы определения сопротивления по вторичке при различных видах КЗ

Не всегда приборы подключены последовательно и это может вызвать трудности при определении величины вторичной нагрузки. Ниже на рисунке приведены варианты подключения нескольких трансформаторов тока и значение Zнагр при разных видах коротких замыканий (1ф, 2ф, 3ф — однофазное, двухфазное, трехфазное).

формулы определения сопротивления по низкой стороне ТТ при различных схемах подключения

zр — сопротивление реле

rпер — переходное сопротивление контактов

rпр — сопротивление проводов определяется как длина отнесенная на произведение удельной проводимости и сечения провода. Удельная проводимость меди — 57, алюминия — 34,5.

Кроме вышеописанных существуют дополнительные требования для ТТ РЗА и цепей учета — проверка на соблюдение ПУЭ и ГОСТа.

Выбор ТТ для релейной защиты

Трансформаторы тока для цепей релейной защиты исполняются с классами точности 5Р и 10Р. Должно выполняться требование, что погрешность ТТ (токовая или полная) не должна превышать 10%. Для отдельных видов защит эти десять процентов должны обеспечиваться вплоть до максимальных токов короткого замыкания. В отдельных случаях погрешность может быть больше 10% и специальными мероприятиями необходимо обеспечить правильное срабатывание защит. Подробнее в ПУЭ вашего региона и справочниках. Эта тема имеет множество нюансов и уточнений. Требования ГОСТа приведены в таблице:

значения погрешностей ТТ для цепей РЗА по ГОСТ-7746-2015

Хоть это и не самые высокие классы точности для нормальных режимов, но они и не должны быть такими, потому что РЗА работает в аварийных ситуациях, и задача релейки определить эту аварию (снижение напряжения, увеличение или уменьшение тока, частоты) и предотвратить — а для этого необходимо уметь измерить значение вне рабочего диапазона.

Выбор трансформаторов тока для цепей учета

К цепям учета подключаются трансформаторы тока класса не выше 0,5(S). Это обеспечивает бОльшую точность измерений. Однако, при возмущениях и авариях осциллограммы с цепей счетчиков могут показывать некорректные графики токов, напряжений (честное слово). Но это не страшно, так как эти аварии длятся недолго. Опаснее, если не соблюсти класс точности в цепях коммерческого учета, тогда за год набежит такая финансовая погрешность, что “мама не горюй”.

ТТ для учета могут иметь завышенные коэффициенты трансформации, но есть уточнение: при максимальной загрузке присоединения, вторичный ток трансформатора тока должен быть не менее 40% от максимального тока счетчика, а при минимальной — не менее 5%. Это требование п.1.5.17 ПУЭ7 допускается при завышенном коэффициенте трансформации. И уже на этом этапе можно запутаться, посчитав это требование как обязательное при проверке.

По требованиям же ГОСТ значение вторичной нагрузки для классов точности до единицы включительно должно находиться в диапазоне 25-100% от номинального значения.

Диапазоны по первичному и вторичному токам для разных классов точности должны соответствовать данным таблицы ниже:

значения погрешностей ТТ для цепей учета и измерения по ГОСТ-7746-2015

Исходя из вышеописанного можно составить таблицу для выбора коэффициента ТТ по мощности. Однако, если с вторичкой требования почти везде 25-100, то по первичке проверка может быть от 1% первичного тока до пяти, плюс проверка погрешностей. Поэтому тут одной таблицей сыт не будешь.

Таблица предварительного выбора трансформатора тока по мощности и току

предварительная таблица выбора ТТ по мощности

Пройдемся по столбцам: первый столбец это возможная полная мощность нагрузки в кВА (от 5 до 1000). Затем идут три столбца значений токов, соответствующих этим мощностям для трех классов напряжений — 0,4; 6,3; 10,5. И последние три столбца — это разброс возможных коэффициентов трансформаторов тока. Данные коэффициенты проверены по следующим условиям:

  • при 100%-ой нагрузке вторичный ток меньше 5А (ток счетчика) и больше 40% от 5А
  • при 25%-ой нагрузке вторичный ток больше 5% от 5А

Я рекомендую, если Вы расчетчик или студент, сделать свою табличку. А если Вы попали сюда случайно, то за Вас эти расчеты должны делать такие как мы — инженеры, электрики =)

К сведению тех, кто варится в теме. В последнее время заводы-изготовители предлагают следующую услугу: вы рассчитываете необходимые вам параметра тт, а они по этим параметрам создают модель и производят. Это выгодно, когда при выборе приходится варьировать коэффициент трансформации, длину проводов, что приводит и к удорожанию схемы и увеличению погрешностей. Некоторые изготовители даже пишут, что не сильно и дороже выходит, чем просто серийное производство, но выигрыш очевиден. Интересно, может кто сталкивался с подобным на практике.

Вот так выглядят основные моменты выбора трансформаторов тока. После выбора и монтажа, перед включением, наступает самый ответственный момент, а именно пусковые испытания и измерения.

Сохраните в закладки или поделитесь с друзьями

Источник

Требования к приборам учета и их установке

Требования 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).

Читайте также:  Как сделать свой дом в тока ворлд

-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 п роводники 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

26.03.2021

«Час земли» в Свердловской области

27 марта Средний Урал станет участником самого массового международного экологического флэшмоба – «Час земли». В рамках него, отключив вместе с миллионами людей по всему миру на 60 минут электричество в своих домах, а также подсветку городских памятников, зданий и сооружений, свердловчане продемонстрируют свою солидарность с мировой общественностью в вопросах бережного отношения к окружающей среде и сохранения природных ресурсов.

25.03.2021

Электробезопасность в весенние каникулы

АО «РСК» просит со всей серьезностью отнестись к электробезопасности детей в период весенних каникул.

12.03.2021

Конкурс «В объективе – ЖКХ» 2021 года

В целях повышения престижа специальностей жилищно-коммунального хозяйства и создания положительного имиджа отрасли в составе мероприятий, посвященных празднованию профессионального праздника – Дня работников торговли, бытового обслуживания населения и жилищно-коммунального хозяйства, среди предприятий отрасли жилищно-коммунального хозяйства и жителей Свердловской области проводится конкурс «В объективе – ЖКХ» в 2021 году.

Источник

Установка трансформаторов тока по пуэ

Точность учета
и требования ПУЭ

В последнее время в связи с модернизацией и созданием новых систем коммерческого учета электроэнергии происходит активная замена трансформаторов тока (ТТ) на новые, более высоких классов точности.
Требования к ТТ, сформулированные в действующих нормативных документах, метрологических правилах и нормах учета электроэнергии, во многом не соответствуют современным условиям, что в нашем журнале уже отмечали уральские авторы [1]. Сегодня они продолжают начатую тему.

настоящее время выбор ТТ по коэффициенту трансформации производится согласно главе 1.5 ПУЭ, которая осталась непереработанной в соответствии с современными требованиями. В ПУЭ сформулировано требование к выбору ТТ для учета электроэнергии: «Допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической стойкости и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке ТТ будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 %».
Наибольшие проблемы вызывает требование по минимальной нагрузке 5 %. При замене ТТ для повышения точности учета данное требование нередко невозможно реализовать. Как правило, требуется установить ТТ на меньший номинальный первичный ток, рассчитанный на прежние токи КЗ, что в большинстве случаев невозможно. Данное требование по минимальному току во вторичной обмотке не менее 5 % устарело, так как не учитывает следующие моменты:
1. Сейчас широко применяются счетчики электроэнергии классов точности 0,5S и 0,2S, для которых в соответствии со стандартом [2] нижняя граница тока составляет 1 % Iном;
2. Для коммерческого учета применяются ТТ классов точности 0,5S и 0,2S, у которых при 1 % номинального первичного тока пределы допускаемой погрешности согласно стандарту [3] такие же, как при 5 % для ТТ классов точности 0,5 и 0,2 соответственно. Этот пункт ПУЭ необходимо изменить и сформулировать так: «… при минимальной рабочей нагрузке – не менее 5 % для ТТ классов точности 0,2; 0,5 и 1; не менее 1 % для ТТ классов точности 0,2S и 0,5S». Формулы для расчета погрешностей ТТ [4] можно преобразовать в следующем виде:

Читайте также:  Пугв 1х70 допустимый ток

Из формул (1) и (2) видно, что погрешности ТТ зависят как от влияния внешних параметров сети, так и от конструктивных особенностей ТТ.

ЗАВИСИМОСТЬ ОТ КОНСТРУКЦИИ ТТ

Факторы, определяемые конструкцией ТТ по степени их влияния на погрешности, можно расположить в такой последовательности: 1. Произведение номинального первичного тока I на число первичных витков W1 (первичная МДС F) входит в знаменатель выражений для погрешностей ТТ (1) и (2) в степени 1 + g и в знаменатель выражения для угла y (5) в степени l . При увеличении первичного номинального тока I и числа первичных витков W1 токовая и угловая погрешности уменьшаются. Эти два параметра оказывают наибольшее влияние на погрешности ТТ. Поэтому при проектировании ТТ стремятся увеличить число первичных витков.
В шинных и встроенных ТТ невозможно добиться высокого класса точности для малых номинальных первичных токов. Это связано с тем, что эти ТТ представляют собой одновитковую конструкцию (первичной обмоткой является высоковольтный ввод или шина), в которой первичная МДС F численно равна первичному току.
2. Материал магнитопровода определяет коэффициент KF и показатель степени g , входящие в формулы (1) и (2), коэффициент K y и показатель степени l , входящие в выражение (5) для угла потерь Y .
При применении материалов с низкими потерями (аморфных и нанокристаллических сплавов) эти коэффициенты меньше, чем у электротехнической стали. Например, для диапазона индукции Вм от 0,2 до 0,6 Тл у аморфного сплава коэффициенты KF = 2,35; g = 0,36, у электротехнической стали марки 3405 KF = 22; g = 0,9. Применение аморфных сплавов для встроенных ТТ позволяет добиться снижения токовой и угловой погрешности и получения высоких классов точности, но только при относительно высоких первичных токах (200–300 А).
3. Средняя длина магнитного пути магнитопровода Lср входит в числитель выражений (1) и (2) для расчета погрешностей ТТ, и поэтому при увеличении средней длины магнитного пути Lср погрешности ТТ возрастают. При увеличении класса напряжения ТТ для обеспечения электрической прочности изоляции увеличивается внутренний диаметр магнитопровода и соответственно средняя длина магнитного пути Lср, что приводит к увеличению погрешностей ТТ. У встроенных ТТ средняя длина магнитного пути Lср определяется диаметром ввода, на который монтируется ТТ. Поэтому у встроенных ТТ с увеличением класса напряжения ввода внутренний диаметр магнитопровода ТТ возрастает, что приводит к увеличению средней длины магнитного пути Lср и к возрастанию погрешностей.
Активное сечение магнитопровода Sм входит в знаменатель выражений (1) и (2) для расчета погрешностей ТТ в степени g и в знаменатель выражения (5) для угла Y в степени l . При увеличении сечения магнитопровода Sм погрешности ТТ уменьшаются. Но влияние этого параметра меньше, чем влияние средней длины магнитного пути магнитопровода Lср.

5. Активное R2 и индуктивное X2 сопротивления вторичной обмотки входят в выражение (3) для расчета сопротивления Z2, а сопротивление Z2 входит в числитель выражений (1) и (2) для расчета погрешностей ТТ в степени g и в числитель выражения для угла Y (5) в степени l . Активное и индуктивное сопротивления вторичной обмотки входят также в выражение (4) для расчета угла a . При увеличении активного сопротивления обмоток, например, при применении более тонкого обмоточного провода, погрешности увеличиваются.
6. Номинальный вторичный ток I входит в степени 2 g в числители выражений (1) и (2) для расчета погрешностей ТТ и в числитель выражения (5) в степени 2 l для угла Y . При уменьшении номинального вторичного тока I погрешности ТТ уменьшаются. Однако уменьшение номинального вторичного тока I влечет за собой увеличение числа вторичных витков W2 и вызывает увеличение сопротивления R2 вторичной обмотки и соответственно увеличение погрешностей.
Поэтому влияние I на погрешности ТТ незначительно.

ВНЕШНИЕ ФАКТОРЫ

Наибольшее влияние на погрешности ТТ оказывают следующие внешние факторы:
– Кратность первичного тока Кi. При уменьшении Кi токовая и угловая погрешности возрастают. Возрастание погрешностей нелинейное вследствие нелинейной зависимости коэффициентов KF, K Y , g и l от индукции в магнитопроводе;
– Мощность (сопротивление) вторичной нагрузки Zн. При увеличении вторичной нагрузки более номинальной погрешности ТТ возрастают.
Уменьшение вторичной нагрузки Zн согласно формулам (1) и (2) далеко не всегда дает значительное уменьшение погрешностей встроенных или шинных ТТ. Так, при уменьшении вторичной нав 1,5 раза, при уменьшении в три раза – соответственно в 2 раза. Следовательно, для встроенных ТТ при малом первичном токе (менее 150 А) снижение вторичной нагрузки малоэффективно. Кроме того, значительное снижение мощности вторичной нагрузки не всегда возможно, т. к. расстояние от встроенного ТТ до счетчика может составлять сотни метров и сопротивление кабеля будет значительным.
Как видно из формул (1) и (2), наиболее эффективным способом уменьшения погрешностей одновитковых ТТ является увеличение номинального первичного тока I: токовые и угловые погрешности уменьшаются в степени 1 + g .
При уменьшении номинального первичного тока I1н токовые и угловые погрешности резко возрастают. Например, при уменьшении номинального первичного тока ТТ в два раза токовая погрешность возрастает приблизительно в три раза, при уменьшении номинального первичного тока в три раза – соответственно в шесть раз для одного и того же тока, протекающего в первичной цепи.
В настоящее время требуются встроенные ТТ с малыми первичными токами высокого класса точности. Выходом из положения может стать применение многовитковых опорных ТТ. Но это не всегда возможно, особенно если идет речь о реконструкции подстанции, где нет свободного места.

НЕСКОЛЬКО ПРИМЕРОВ

Наилучшим решением является применение ТТ классов точности 0,2S и 0,5S, для которых стандартом [3] задаются пределы допускаемой погрешности в диапазоне от 1 до 120 % номинального первичного тока.

Например, для ТТ с номинальным первичным током 600 А класса точности 0,5S (или 0,2S) диапазон первичного тока составляет от 6 А (1 %) до 720 А (120 %). Поэтому устанавливать ТТ с низким номинальным первичным током нет необходимости, т. к. диапазон первичного тока для ТТ классов точности 0,2S и 0,5S очень широк.
Необходимо, чтобы реально протекающие по сети токи входили в допускаемый для ТТ диапазон. Если диапазон тока, протекающего по сети, составляет 5–100 А, то не обязательно устанавливать ТТ с номинальным первичным током 100 А. По метрологическим характеристикам подойдут ТТ с номинальным первичным током от 200 до 500 А, которые к тому же способны выдержать большие токи КЗ. На рис. 1–4 приведены расчетные погрешности в зависимости от первичного тока для однотипных встроенных ТТ с одинаковыми вторичными нагрузками, но для ответвлений вторичной обмотки с разными коэффициентами трансформации. Все ТТ с мощностью вторичной нагрузки 30 В·А. Из рис. 1–4 видно, что увеличение номинального первичного тока для однотипных встроенных ТТ приводит к уменьшению токовой и угловой погрешности во всем диапазоне первичного тока в сравнении с тем же встроенным ТТ, но с меньшим номинальным первичным током.
Так, класс точности ТТ типа ТВ-35-II-4 на ответвлении 100/5 составляет 1, а на ответвлении 300/5 А – 0,2S при одинаковой мощности вторичной нагрузки. Класс точности ТВ-35-VI на ответвлении 200/5 – 1, а на ответвлении 600/5 – 0,2S при одинаковой мощности вторичной нагрузки.
На рис. 5–8 приведены погрешности, соответствующие классу точности 0,2S для номинального первичного тока 100 А (рис. 5 и 6) и 200 А (рис. 7 и 8), а также погрешности встроенных ТТ типа ТВ-35-II-4 с номинальным первичным током 300 А (рис. 5 и 6) и ТВ-35-VI с номинальным первичным током 600 А (рис. 7 и 8). Видно, что токовые и угловые погрешности встроенных ТТ ТВ-35-II-4 на номинальные первичные токи 300 А (рис. 5 и 6) и ТВ-35-VI на номинальные первичные токи 600 А (рис. 7 и 8) лежат в областях допускаемых токовых и угловых погрешностей для класса точности 0,2S для токов 100 А и 200 А во всем диапазоне первичных токов.

А это означает, что требование пункта 1.5.17 ПУЭ о 5 % первичного тока не только не позволяет повышать точность учета электрической энергии, но и, наоборот, уменьшает такую возможность.

ВЫВОДЫ

1. При выборе ТТ для учета электроэнергии необходимо выбирать коэффициент трансформации ТТ таким, чтобы при минимальной рабочей нагрузке ток во вторичной цепи ТТ был не менее 1 % номинального для ТТ классов точности 0,5S и 0,2S и не менее 5 % для ТТ классов точности 0,2; 0,5 и 1. Этот вывод справедлив для любых типов ТТ.
2. Применение встроенных ТТ с завышенным номинальным первичным током позволяет обеспечить высокоточный учет электрической энергии, т. к. погрешности встроенных однотипных ТТ с повышением номинального первичного тока уменьшаются.
3. Изготовление встроенных ТТ классов точности 0,2S и 0,5S на первичные токи 100–150 А, а в некоторых случаях и 200–300 А, технически не всегда возможно.
4. Применение встроенных ТТ с завышенным номинальным первичным током позволяет уменьшить затраты при создании АИИС КУЭ, так как стоимость встроенных ТТ класса напряжения 35–220 кВ существенно ниже, чем опорных высоковольтных ТТ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Раскулов Р.Ф., Эткинд Л.Л. Требования к испытаниям измерительных трансформаторов. Пора устранить несогласованность // Новости ЭлектроТехники. 2006. № 1(37).
2. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
3. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
4. Афанасьев В.В. и др. Трансформаторы тока. Л.: Энергия, Ленинградское отделение, 1989.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Источник

ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7

Правила установки и подключения электросчетчика в частном доме

Важные технические аспекты

По функциональному принципу разделяют электронные и индукционные счетчики. Сегодня, большая часть счетчиков заменяется на электронные, так как индукционные являются менее точными и их применение сугубо ограничено.

Также счетчики могут быть разного класса точности и номинального тока. Соответственно, чем меньше погрешность тем точнее измерение. Для частных домов без мощного оборудования в виде дробилок, столярок и т.д. рациональней всего использовать счетчики с учетом номинального напряжения 0,4 киловольта.

Если расчетный ток будет превышать 100 ампер, то в этом случае электрический счетчик придется устанавливать непосредственно через трансформаторную схему.

Перед покупкой прибора необходимо уточнить срок установки пломбы государственным доверителем и ее целостность. Если сеть трехфазная, то знак проверки не должен быть старше 1 года, а для однофазной – 2 года.

Как установить электрический счетчик и важные организационные аспекты

Установить электросчетчик сможет электромонтажник средней квалификации. Однако перед этим необходимо затребовать у провайдера сетевого типовой договор, задание на выполнение работ с актом разделений балансовой принадлежности.

В этих документах содержится комплекс требований, выполнение которых обязательно потребителями для подключения к электрической сети частных домов. Здесь также описаны границы ответственности между поставщиком электроэнергии и домовладельцем. Именно по этой причине лучше всего устанавливать электросчетчик на территории дома в распределительном отапливаемом щитке внутри здания.

Читайте также:  Преобразование значений емкости в ток

Процесс установки счетчика

  1. Устройство лучше всего смонтировать в предбаннике или прихожей, что облегчит доступ к нему в случае проверки или технического обслуживания.
  2. Предварительно необходимо обесточить входную линию. Это можно согласовать с сетевым провайдером или электромонтажниками компании.
  3. Высота для навесного монтажа варьируется от 0,8 до 1,7 метра горизонтально поверхности.
  4. Входная токовая цепь должна подключаться к автоматическому защитному выключателю, а после этого к счетчику.
  5. Не стоит забывать про защитное заземление, которое позволяет в случае перекоса фаз или короткого замыкания обезопасить всю электронику в доме.
  6. К выходу счетчика подключается общая разводка на дом. Как правило, это щиток с автоматами.
  7. В случае нарушения целостности пломбы необходимо незамедлительно вызвать представителя из сетевого провайдера, который опломбирует счетчик.
  8. В процессе монтажа следует соблюдать все требования ПУЭ.
  9. Выполняем пробное включение.

Правила установки счетчиков воды: порядок монтажа как опломбировать Маркировка силовых цепей Правила установки счетчиков воды: порядок монтажа как опломбировать Правила установки счетчиков воды: порядок монтажа как опломбировать Маркировка цепей управления, защиты, измерения

ПУЭ, изд. 6-е. Правила устройства электроустановок

  • ток
  • кабель
  • провод
  • напряжение
  • счетчик
  • трансформатор
  • сечение
  • шина
  • линия
  • жила

Страница 4 из 25

УЧЕТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжения 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. 1.5.17. 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%. 1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, 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 защиты. Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 1.5.21). 1.5.19. 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 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 1,5% номинального напряжения. 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 четерых- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции. 1.5.23. 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 расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования. 1.5.24. Трансформаторы напряжения, используемые только для учета и защищенные на стороне высшего напряжения предохранителями, должны иметь контроль целости предохранителей. 1.5.25. 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. 1.5.26. На подстанциях потребителей конструкция решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования. Рукоятки приводов разъединителей трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должны иметь приспособления для их пломбирования.

УСТАНОВКА СЧЕТЧИКОВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКА К НИМ

1.5.27. 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 град. C. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40 град. C, 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 град. C. 1.5.28. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15 — +25 град. C. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года. 1.5.29. 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 деревянных, 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. 1.5.30. 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). 1.5.31. 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 град. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны. 1.5.32. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4. 1.5.33. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается. 1.5.34. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19). 1.5.35. 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. 1.5.36. 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. 1.5.37. 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. 1.5.38. При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

1.5.39. На тепловых и атомных электростанциях с агрегатами (блоками), не оборудованными информационными или управляющими вычислительными машинами, следует устанавливать стационарные или применять инвентарные переносные счетчики технического учета в системе СН 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. 1.5.40. На электростанциях с поперечными связями (имеющих общий паропровод) должна предусматриваться на стороне генераторного напряжения превышающих трансформаторов техническая возможность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля правильности работы расчетных генераторных счетчиков. 1.5.41. Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы. Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше энергосистем. Указанные требования к установке счетчиков электроэнергии подлежат реализации по мере обеспечения счетчиками. 1.5.42. 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 учета на вводе предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистем. На установку и снятие счетчиков технического учета на предприятиях разрешения энергоснабжающей организации не требуется. 1.5.43. 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. 1.5.44. Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии должны соответствовать значениям, приведенным ниже:

Для линий электропередачи с двусторонним питанием напряжением 220 кВ и выше, трансформаторов мощностью 63 МВ x А и более … 1,0 Для прочих объектов учета ………………………….. 2,0

Классы точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

Источник