АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ
СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (АИИС УЭ)
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ
НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2011-12-01

Москва

2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4, общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним - ГОСТ 1.5, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации - ГОСТ Р 1.5.

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерном обществом «Научно-технический центр ФСК ЕЭС» (ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 01.11.2011 № 109/4

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

 

Дата введения - 2011-12-01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает единые нормы и требования к организации эксплуатации и технического обслуживания автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого и технического учета электроэнергии электростанций и трансформаторных подстанций всех классов напряжения, а также Центров сбора информации АИИС УЭ, организуемых в структурах управления генерирующими и сетевыми компаниями.

1.2 Положения настоящего стандарта предназначены для применения строительно-монтажными, наладочными, эксплуатационными и ремонтными организациями.

1.3 Действие стандарта распространяется на следующие субъекты:

- сетевые компании;

- генерирующие компании;

- сбытовые компании.

1.4 Порядок применения настоящего стандарта субъектами хозяйственной деятельности на территории Российской Федерации, независимо от форм собственности, определен ГОСТ Р 1.4

1.5 Положения и нормы настоящего стандарта подлежат обязательному соблюдению другими субъектами хозяйственной деятельности на территории Российской Федерации, в случае, если такое требование указано в договоре (контракте) на создание системы или ее компонентов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем СТО использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты:

Федеральный закон от 27 декабря 2002 года №184-ФЗ «О Техническом Регулировании»

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»

Федеральный закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

Постановление правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»

Постановление правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года № 530. «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики».

ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения

ГОСТ Р 1.5-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения

ГОСТ 1.5-2001 Стандарты межгосударственные. Правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению

ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования

ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.

ГОСТ Р 52069.0-2003 Защита информации. Система стандартов. Основные положения

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические требования

ГОСТ 8.216-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 8.217-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки.

ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования испытания и условия испытаний. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ 8.584-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки

ГОСТ Р 52321-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 11. Электромеханические счетчики активной энергии классов точности 0,5, 1 и 2

ГОСТ Р 52322-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2

ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2s и 0,5s

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

СТО 70238424.17.220.20.002-2009 Измерительные трансформаторы. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения.

Примечание - При пользовании настоящим документом целесообразно проверить действие приведенных в нем ссылочных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который публикуется по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены понятия в соответствии Федеральному закону от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», термины по ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8.596, ГОСТ 1983, ГОСТ 7746, ГОСТ Р 52320, РМГ 29-99, СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 система учета электроэнергии автоматизированная, информационно-измерительная (АИИС УЭ): Совокупность функционально объединенных информационно-измерительных комплексов точек учета, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, информационно-вычислительных комплексов субъектов и системы единого времени данного субъекта. АИИС УЭ по своему назначению могут подразделяться на автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и автоматизированные информационно-измерительные системы технического учета электроэнергии (АИИС ТУЭ).

3.1.2 единство измерений в коммерческом учете электроэнергии: Такое состояние измерений при организации коммерческого учета электроэнергии, при котором результаты измерений выражены в узаконенных единицах величин и погрешности измерений не выходят за установленные границы с заданной вероятностью.

3.1.3 журнал событий: Массив информации, формируемый устройством (счетчиком, УСПД), характеризующий изменения технического состояния, параметров и режимов работы этого устройства с привязкой к календарному времени.

3.1.4 комплекс измерительно-информационный точки измерений (учета/поставки) (ИИК): Элемент АИИС УЭ электроустановки, включающий измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчик электрической энергии и электрические цепи между ними и выполняющий функцию измерения электрической энергии/мощности.

3.1.6 комплекс информационно-вычислительный электроустановки (ИВКЭ): Комплекс функционально объединенных программных, вычислительных и других технических средств АИИС УЭ электроустановки (или группы электроустановок) для решения задач сбора данных от счетчиков электроэнергии ИИК, диагностики и обработки информации по учету электроэнергии, а также передачи информации в Центр сбора информации субъекта.

 

 

 

3.1.11 система обеспечения единого времени (СОЕВ): Функционально объединенная совокупность программно-технических средств измерения и синхронизации времени в АИИС УЭ, выполняющая законченную функцию измерений времени, имеющая нормированные метрологические характеристики и охватывающая элементы АИИС УЭ, выполняющие функции измерения, синхронизации или поддержания времени (интервалов времени).

3.1.12 проект технорабочий автоматизированной системы: Комплект проектных документов автоматизированной системы, утвержденный в установленном порядке и содержащий решения в объеме технического проекта и рабочей документации автоматизированной системы.

3.1.13 устройство сбора и передачи данных (УСПД): Специализированный промышленный контроллер, предназначенный для работы в составе ИВКЭ АИИС УЭ и обеспечивающий сбор, обработку и хранение данных от счетчиков электроэнергии, а также формирование и передачу по каналам связи информации по запросам ИВК.

3.2 Обозначения и сокращения

АИИС - автоматизированные информационно-измерительные системы;

АИИС КУЭ - автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии;

АИИС ТУЭ - автоматизированные информационно-измерительные системы технического учета электроэнергии;

АИИС УЭ - автоматизированная информационно-измерительная система учета электроэнергии;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

ЗИП - запасные инструменты и принадлежности;

ИВК - информационно - вычислительный комплекс;

ИВКЭ - информационно-вычислительный комплекс электроустановки;

ИИК - информационно-измерительный комплекс;

СОЕВ - система обеспечения единого времени;

ТРП - технорабочий проект;

ТН - трансформатор напряжения;

ТТ - трансформатор тока;

УСВ - устройство синхронизации времени;

УСПД - устройство сбора и передачи данных;

ЦСОД - центр сбора и обработки данных.

4 Организация эксплуатации

4.1 Общие положения

4.1.1 Эксплуатацию и техническое обслуживание АИИС УЭ на объектах энергетики организуют в соответствии с требованиями настоящего стандарта, эксплуатационной документации объектов и устройств АИИС УЭ.

4.1.2 Система эксплуатации и технического обслуживания АИИС УЭ объектов энергетики должна обеспечить бесперебойное и надежное функционирование автоматизированных систем всех уровней иерархии.

Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) автоматического измерения включает:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);

- вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

На данном уровне осуществляется измерение физических величин токов и напряжений, их преобразование и расчет значения потребляемой электрической энергии, запись этих значений в память счетчиков.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включает:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД);

- преобразователь интерфейса;

- технические средства каналов передачи данных;

- устройство синхронизации системного времени (УССВ);

- автоматизированное рабочее место (АРМ) с установленным программным обеспечением.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает:

- промышленные контроллеры и/или серверы;

- модемы (модемные пулы);

- маршрутизаторы;

- УСВ (при необходимости).

4.1.3 Организация эксплуатации и технического обслуживания АИИС УЭ должна включать в себя:

- ведение технической документации;

- контроль технического состояния АИИС УЭ;

- установление периодичности осмотров;

- проведение расследований и учета нарушений в эксплуатации измерительных цепей;

- контроль соблюдения условий хранения счетчиков электроэнергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, хранения ЗИП (при отсрочках монтажа);

- вывод из работы;

- утилизацию.

4.1.4 Эксплуатация и техническое обслуживание АИИС УЭ (счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД) должна вестись в полном соответствии с требованиями эксплуатационной документации, межотраслевых правил по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок, правил пожарной безопасности для энергетических предприятий, руководств по эксплуатации:

4.2 Требования к составу и содержанию документации по АИИС УЭ

Для объектов, оснащенных АИИС КУЭ, а также АИИС УЭ, совмещающими функции коммерческого и технического учета, должна быть сформирована и храниться следующая документация по действующей на объекте системе:

- техническое задание на создание (модернизацию) АИИС УЭ.

- комплект конструкторских документов технорабочего проекта АИИС УЭ.

- утвержденная программа и методики испытаний АИИС УЭ.

- технологическая инструкция, определяющая порядок взаимодействия составляющих АИИС УЭ элементов, их функциональные особенности, возможности по контролю выполнения каждым элементом АИИС законченной технологической функции;

- руководства пользователям.

- инструкция по формированию и ведению базы данных, включающая перечни входной (массивы входной информации) и выходной информации ИВКЭ, а также выходных данных (выходные формы и документы) при наличии АРМ АИИС УЭ.

- инструкция по эксплуатации АИИС УЭ, определяющая последовательность действий персонала при выводе в проверку и вводе в работу компонентов системы с указанием способов и мест отсоединения цепей, методы и действия персонала по контролю и поддержанию эксплуатационного состояния системы, а также и при выполнении аварийно-восстановительных мероприятий.

- паспорт и формуляр АИИС УЭ (общие сведения, основные характеристики, комплектность, свидетельство о приемке, гарантийные обязательства, сведения о состоянии АИИС УЭ, сведения о рекламациях).

- свидетельства о поверке средств измерений (измерительных трансформаторов тока, напряжения, электросчетчиков ,УСПД, компонентов СОЕВ), по форме приложение № 1 ПР 50.2.006-94 Порядок проведения поверки средств измерений, применяемых в составе АИИС УЭ.

- протоколы поверки средств измерений:

а) измерительных трансформаторов тока, в соответствии с приложением А, Б ГОСТ 8.217;

б) измерительных трансформаторов напряжения, в соответствии с приложением 2, 3 ГОСТ 8.216;

в) электросчетчиков, в соответствии с приложением Б ГОСТ 8.584, по методике поверки, с учетом ГОСТ Р 52425, ГОСТ Р 52320, ГОСТ Р 52321 и ГОСТ Р 52323.

- применяемые в составе АИИС УЭ (сертификаты (свидетельства) об утверждении типа средств измерений - измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии, УСПД и компонентов СОЕВ, а также свидетельства о поверке ИИК (или АИИС УЭ в целом с указанием перечня измерительных каналов), кроме АИИС ТУЭ).

- сертификат (свидетельство) об утверждении АИИС УЭ (и всех входящих в состав измерительных компонентов) как типа средства измерений. К сертификату должны быть приложены: описание типа, утвержденная методика проведения испытаний и поверки (только для измерительных каналов точек поставки на оптовом и розничном рынке электроэнергии), кроме АИИС ТУЭ.

- аттестованные, аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица, методики выполнения измерений - по ГОСТ Р 8.563, в соответствии с статьей 5 Федерального Закона № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» (только для измерительных каналов точек поставки на оптовом и розничном рынке электроэнергии):

а) методика выполнения измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии.

б) методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации (методические рекомендации по измерениям приведены в приложении И);

в) методика выполнения измерений вторичной нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации (методические рекомендации по измерениям приведены в приложении Ж);

г) методика выполнения измерений потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения (методические рекомендации по измерениям приведены в приложении К);

д) методика выполнения измерений параметров сети, построение и анализ векторной диаграммы в условиях эксплуатации (методические рекомендации по измерениям приведены в приложении М).

- акты ревизии и маркирования средств учета электрической энергии, используемых для расчетов за получаемую/отдаваемую электроэнергию с юридическими лицами на оптовом и розничном рынке электроэнергии.

- протоколы приемо-сдаточных испытаний АИИС УЭ субъекта оптового и розничного рынка электроэнергии.

- паспорта-протоколы ИИК системы (по форме приложение А (рекомендуемое)), с обязательным приложением протоколов:

а) измерений вторичной нагрузки трансформатора тока (по форме приложения Б). Методические рекомендации по измерению вторичной нагрузки трансформатора тока в условиях эксплуатации приведены в приложении Ж;

б) измерений вторичной нагрузки трансформатора напряжения (по форме приложения В). Методические рекомендации по измерению вторичной нагрузки трансформатора напряжения в условиях эксплуатации приведены в приложении И;

в) измерений потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения (по форме приложения Г). Методические рекомендации по измерению потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения приведены в приложении К;

г) измерения погрешности электросчетчика в условиях эксплуатации на рабочем токе (по форме приложения Д);

д) измерений и построение векторной диаграммы измерительного комплекса (по форме приложения Е). Методические рекомендации по измерению и построению векторной диаграммы измерительного комплекса приведены в приложении М;

- паспорта, формуляры и инструкции по эксплуатации всех типов устройств, входящих в систему.

- утвержденная в установленном порядке схема размещения приборов коммерческого и технического учета электроэнергии.

- действующие исполнительные рабочие схемы электрических соединений (принципиальные, монтажные и принципиально-монтажные).

- акты выполненных работ по проверкам, заменам счетчиков. Акты установки и отчет об установке номерных пломб на средства измерений. Акты снятия и отчет о снятии и дефектовании номерных пломб.

4.3 Требования к эксплуатации АИИС УЭ

4.3.1 Эксплуатация АИИС УЭ электростанций и обслуживаемых подстанций производится дежурным персоналом объектов электроэнергетики, а необслуживаемых подстанций - ремонтными выездными бригадами АИИС УЭ.

4.3.2 Эксплуатация ИВК ЦСОД АИИС УЭ генерирующих и сетевых компаний должна производиться подразделениями АИИС УЭ этих компаний.

4.3.3 Эксплуатация ИВК ЦСОД АИИС УЭ должна производиться в соответствии с утвержденными инструкциями и регламентами и, как правило, включает:

- контроль и наблюдение за работой ИВК ЦСОД;

- контроль своевременности, полноты и достоверности данных, поступающих от АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- контроль состояния средств измерения АИИС УЭ объектов электроэнергетики по журналам событий;

- контроль состояния и полноты баз данных ИВК ЦСОД и обеспечения сохранности данных путем репликации баз и копирования данных на машинные носители;

- формирование и вывод на печать выходных документов;

- формирование макетов информационного обмена и передача данных оператору торговой системы, системному оператору и смежным организациям по электронной почте или иным способом.

4.4 Требования к метрологическому обеспечению АИИС УЭ

4.4.1 Метрологическое обеспечение эксплуатации и обслуживания АИИС УЭ субъектов и входящих в них АИИС УЭ объектов электроэнергетики должно осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.596 и включает:

- разработку и аттестацию МВИ электроэнергии (мощности) и МВИ других физических величин, связанных с измерениями при коммерческом учете;

- метрологическую экспертизу технической документации автоматизированной системы;

- утверждение типа и испытания автоматизированной системы;

- поверку системы;

- метрологический надзор за состоянием, применением и эксплуатацией средств измерений (учета) и системы в целом;

- метрологический надзор за аттестованными МВИ, соблюдением метрологических правил и норм.

4.4.2 Все средства измерения, входящие в ИИК - измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электроэнергии, а также входящие в ИВКЭ УСПД подлежат периодической поверке аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями.

Периодичность поверки устанавливается в соответствии с межповерочным интервалом, указанном в паспорте устройства.

Поверка производится в соответствии с требованиями ст. 13 Федерального закона от 26 июня 2008 года № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и ГОСТ 8.009.

Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке в соответствии с требованиями Федерального закона от 26 июня 2008 года № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

4.4.3 До момента ввода АИИС УЭ в постоянную эксплуатацию должна быть проведена метрологическая поверка элементов измерительного канала(измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии), что должно быть подтверждено свидетельством о поверке. Поверка производится в соответствии с Правилами по метрологии ПР 50.2.006-94 Порядок проведения поверки средств измерений, принятыми Приказом Госстандарта Российской Федерации от 18 июля 1994 года № 125.

Результатом поверки является подтверждение пригодности средства измерений к применению или признание средства измерений непригодным к применению.

Если средство измерений по результатам поверки признано пригодным к применению, то на него или техническую документацию наносится оттиск поверительного клейма или выдается «Свидетельство о поверке».

Если средство измерений по результатам поверки признано непригодным к применению, оттиск поверительного клейма гасится, «Свидетельство о поверке» аннулируется, выписывается «Извещение о непригодности» или делается соответствующая запись в технической документации.

4.4.4 Средства измерений, входящие в ИИК технического учета -измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746 и напряжения по ГОСТ 1986, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52321, ГОСТ Р 52322, ГОСТ Р 52323 и ГОСТ Р 52425, а также входящие в ИВКЭ технического учета УСПД подлежат периодической калибровке.

Калибровка средств измерений выполняется с использованием эталонов единиц величин, прослеживаемых к государственным первичным эталонам соответствующих единиц величин, а при отсутствии соответствующих государственных первичных эталонов единиц величин - к национальным эталонам единиц величин иностранных государств.

Метрологическая служба должна иметь средства калибровки, отвечающие требованиям нормативных документов по калибровке и соответствующие области аккредитации.

Средства калибровки должны обеспечивать передачу размеров единиц средствам измерений от соответствующих государственных эталонов. Средства калибровки должны иметь действующие свидетельства о поверке.

Периодичность калибровок, как правило, устанавливается в соответствии с межповерочным интервалом, указанном в паспорте устройства. Результаты калибровки средств измерений удостоверяются калибровочным знаком, наносимым на средства измерений, или сертификатом о калибровке, в соответствии с требованиями к выполнению калибровочных работ ПР 50.2.016-94 и записью в эксплуатационных документах.

4.4.5 Результаты поверок и калибровок средств измерения заносятся в специальный журнал. Ответственность за соблюдение сроков периодических поверок и калибровок средств измерения на энергообъекте несет эксплуатирующая организация.

4.4.6 Измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку.

Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на средства измерений. Подтверждение соответствия этих методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов) измерений с требованиями Федерального закона от 26 июня 2008 года № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

4.4.7 Метрологический контроль и надзор осуществляются метрологическими службами путем:

- калибровки средств измерений;

- надзора за состоянием и применением средств измерений, аттестованными методиками выполнения измерений, эталонами единиц величин, применяемыми для калибровки средств измерений, соблюдением метрологических правил и норм, нормативных документов по обеспечению единства измерений;

- выдачи обязательных предписаний, направленных на предотвращение, прекращение или устранение нарушений метрологических правил и норм;

- проверки своевременности представления средств измерений на поверку и калибровку.

4.5 Требования к эксплуатационному персоналу

4.5.1 К работе на объектах электроэнергетики допускаются лица старше 18 лет, имеющие специальное образование и прошедшие подготовку в объеме требований к занимаемой должности.

4.5.2 Руководитель организации обязан организовать работу с персоналом согласно действующему законодательству и Правилам работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации.

4.5.3 Права, обязанности и ответственность руководящих работников организации, руководителей структурных подразделений по выполнению норм и правил, установленных соответствующими государственными органами, в том числе по работе с персоналом, определяются распорядительными документами.

4.5.4 Другие категории персонала, включая и рабочих, осуществляют свои права, обязанности и несут ответственность в соответствии с должностными и производственными инструкциями и инструкциями по охране труда согласно действующему законодательству.

4.5.5 Обязательные формы работы с различными категориями работников:

- с руководителем структурного подразделения:

а) вводный и целевой инструктаж по безопасности труда;

б) проверка знаний правил, норм по охране труда (правил безопасности), правил технической эксплуатации, пожарной безопасности;

в) непрерывное повышение квалификации.

- с оперативными руководителями, оперативным и оперативно-ремонтным персоналом:

а) вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда, а также инструктаж по пожарной безопасности;

б) подготовка по новой должности или профессии с обучением на рабочем месте (стажировка);

в) проверка знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности и других государственных норм и правил;

г) дублирование,

д) специальная подготовка;

е) контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки;

ж) непрерывное повышение квалификации.

- со вспомогательным персоналом:

а) вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда;

б) проверка знаний правил, норм по охране труда;

в) пожарно-технический минимум;

г) профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.

- с другими специалистами, служащими и рабочими:

а) вводный и целевой инструктажи по безопасности труда;

б) пожарно-технический минимум;

в) профессиональное дополнительное образование для непрерывного повышения квалификации.

4.5.6 Руководитель организации в соответствии с законодательством обязан организовать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в течение трудовой деятельности) медицинских осмотров работников организации, занятых на работах с вредными веществами, опасными и неблагоприятными производственными факторами.

Перечень вредных производственных факторов и работ, при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры, и порядок их проведения определяется нормативными актами соответствующих федеральных органов.

4.5.7 Руководитель организации в соответствии с законодательством не должен допускать работников к выполнению трудовых обязанностей, не прошедших обучение, инструктаж, стажировку, проверку знаний охраны труда, обязательных медицинских осмотров, а также в случае медицинских противопоказаний.

4.5.8 Подготовка специалистов и рабочих для строящихся, расширяемых, реконструируемых и технических перевооружаемых объектов должна осуществляться с опережением сроков ввода этих объектов. При определении продолжительности подготовки должны учитываться теоретическое и практическое обучение (в том числе стажировка на действующих энергоустановках), участие в пусконаладочных работах вводимого оборудования объекта.

4.5.9 Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах).

4.5.10 Электротехнический (электро-технологический) персонал должен пройти проверку знаний правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройству электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности.

Персонал обязан соблюдать требования правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, выдается удостоверение установленной формы, в которое вносятся результаты проверки знаний.

4.5.11 Периодическая проверка знаний работников, не связанных непосредственно с обслуживанием действующих электроустановок (административно-технический персонал), должна производиться не реже одного раза в три года.

Для оперативных руководителей и руководителей оперативно-ремонтного персонала периодичность проверки знаний правил и норм охраны труда должна быть не реже одного раза в год.

Периодическая проверка знаний правил и норм по охране труда (правилам безопасности) рабочих всех категорий должна производиться не реже одного раза в год.

4.5.12 Проверке подлежат:

- знания:

а) правил эксплуатации, межотраслевых правил по охране труда, Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий;

б) должностных и производственных инструкций, планов (инструкций) ликвидации аварий, аварийных режимов;

в) устройства и принципов действия технических средств безопасности, средств противоаварийной защиты;

г) устройства и принципов действия оборудования, контрольно-измерительных приборов и средств управления;

д) технологических схем и процессов энергопроизводства;

е) условий безопасности эксплуатации энергоустановок;

- умения:

а) пользоваться средствами защиты и оказывать первую помощь пострадавшим при несчастном случае;

б) управления энергоустановкой (на тренажерах и других технических средствах обучения).

4.5.13 Эксплуатационный персонал, обслуживающий счетчики электрической энергии, измерительные трансформаторы тока и напряжения, УСПД должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных режимах, а также требованиями по обслуживанию данного оборудования, представленных в местных инструкциях по эксплуатации счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД.

4.5.14 К работе по эксплуатации и обслуживанию АИИС УЭ должны допускаться лица, имеющие специальное образование и прошедшие подготовку в объеме требований к занимаемой должности. Работа с персоналом должна производиться по утвержденным руководством энергообъекта и структурного подразделения планам.

4.5.15 В функции дежурного персонала объектов электроэнергетики должно входить:

- периодические осмотры, контроль работоспособности и состояния технических средств АИИС УЭ - счетчиков электроэнергии и УСПД в соответствии с инструкцией по эксплуатации АИИС УЭ;

- контроль наличия и состояния пломб счетчиков, испытательных коробок и УСПД;

- ведение записей о состоянии технических средств системы в эксплуатационном журнале и журнале неполадок;

- обеспечение безопасной работы по обслуживанию и ремонту технических средств АИИС КУЭ в электроустановках объекта.

Дежурный персонал объекта должен знать методы визуальной диагностики состояния технических средств АИИС УЭ, установленных на панелях и в шкафах учета.

4.5.16 Для эксплуатации и технического обслуживания АИИС УЭ объектов и ИВК ЦСОД в зависимости от местных условий должны формироваться подразделения по обслуживанию АИИС УЭ (службы, отделы, бюро, или бригады) В их состав, как правило, должны входить:

- администратор АИИС УЭ;

- операторы или диспетчеры АИИС УЭ;

- ремонтные бригады АИИС УЭ, в том числе, выездные.

4.5.17 В функции администратора АИИС УЭ, как правило, должно входить:

- контроль и наблюдение за работой ИВК ЦСОД и АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- конфигурирование и необходимые настройки ИВК ЦСОД и контроль выполнения конфигурирования и настройки ИВКЭ АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- организация аварийных и регламентных работ на всех объектах и уровнях АИИС УЭ;

- обеспечение своевременности сбора информации с объектов электроэнергетики, полноты и достоверности информации по учету электроэнергии в базах данных ИВКЭ и ИВК АИИС УЭ;

- формирование и передача учетной и служебной информации оператору торговой системы, системному оператору и смежным субъектам в соответствии с установленными регламентами;

- координация и контроль работы операторов АИИС УЭ и ремонтных бригад;

- организация работ по модернизации АИИС УЭ в соответствии с корпоративными планами развития АИИС УЭ;

- участие в разработке и совершенствовании инструкций и регламентов АИИС УЭ.

4.5.18 Основные функции оператора АИИС УЭ, как правило, включают:

- контроль работоспособности ИВК ЦСОД и АИИС УЭ объектов, контроль полноты и своевременности поступления информации от объектов электроэнергетики;

- проведение аварийных и плановых работ на ИВК ЦСОД и участие в работах на АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- проведение работ по модернизации ИВК ЦСОД и участие в работах по модернизации АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- поддержание требуемого комплекта запасных частей, необходимых для восстановления работоспособности АИИС УЭ в соответствии с проектной документацией и местными нормами.

4.5.19 В функции ремонтных бригад АИИС УЭ входит:

- эксплуатация АИИС УЭ необслуживаемых подстанций;

- проведение аварийных и плановых ремонтных работ по ИВК ЦСОД и АИИС УЭ объектов электроэнергетики;

- проведение работ по модернизации ИВК ЦСОД АИИС УЭ и АИИС УЭ объектов электроэнергетики.

5 Организация технического обслуживания АИИС УЭ

5.1 Общие требования к организации технического обслуживания АИИС УЭ

Организация технического обслуживания АИИС УЭ - измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электроэнергии, систем сбора и передачи данных на объектах и ЦСОД осуществляется в соответствии с требованиями настоящего стандарта, эксплуатационной документации по объектам АИИС УЭ, правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (регистрационный № 4799 от 20.06.2003 в Министерстве юстиции РФ).

Работы по замене и проверке средств учета, связанные с необходимостью нарушения защитных знаков, пломб, изменения паролей и иных видов защиты от несанкционированного доступа производятся в присутствии заинтересованных сторон. По завершению таких работ все виды защит должны быть восстановлены в установленном порядке в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52069.0-2003 Защита информации. Система стандартов. Основные положения. Инструкция по установке и снятию номерных пломб приведена ниже в приложении М (рекомендуемое).

При проведении технического обслуживания и ремонта средств учета во время работы без учета потребления (генерации) электрической энергии, объем потребленной (произведенной) электрической энергии за весь период неработоспособности измерительного канала (ИК) должен фиксироваться в соответствии с местными действующими инструкциями.

Порядок оформления актов выполненных работ (замены, проверки электросчетчиков, проверка измерительного комплекса) приведен ниже.

5.2 Виды работ по техническому обслуживанию АИИС УЭ

5.2.1 При организации эксплуатации должны быть предусмотрены следующие виды технического обслуживания:

- оперативный контроль и внешний осмотр, заключающийся в проверке работы устройств по монитору ЭВМ, по индикаторам (светодиоды) питания, по экрану ЖКИ. Этапы и виды работ при проведении внешнего осмотра приведены таблице 1;

- плановое обслуживание - периодический контроль исправной работы, тестирование устройств и проверка состояния параметров настройки, проверка надежности креплений линий связи и питающих цепей;

- внеплановое обслуживание при возникновении неисправностей, заключающееся в поиске и устранении неисправностей, а также проверке технического состояния. В течение гарантийного периода к работам привлекаются представители подрядчика или предприятия-изготовителя.

5.2.2 В процессе технического обслуживания выполняется проверка наличия и сохранности поверительных пломб на счетчике, испытательной коробке, УСПД.

Таблица 1 - Этапы и виды работ при внешнем осмотре оборудования АИИС УЭ

5.3 Перечень основных работ по техническому обслуживанию АИИС УЭ

5.3.1 Комплексы работ по техническому обслуживанию компонентов АИИС УЭ включают:

- проведение профилактических осмотров интервальных приборов учета и систем сбора и передачи данных на объектах;

- систематическое наблюдение за правильностью работы (мониторинг состояния оборудования и контроль функционирования), регулярный технический осмотр и устранение возникающих неисправностей;

- выполнение планово-предупредительных (профилактических) работ направленных на поддержание в исправном состоянии интервальных приборов учета и систем сбора и передачи данных на объектах;

- проведение аварийно-восстановительного ремонта;

- контроль качества выполненных работ по ремонту оборудования;

- анализ параметров и показателей технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний;

- своевременное обеспечение ремонтных бригад материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

- выполнение иных работ, направленных на обеспечение удовлетворительного технического состояния интервальных приборов учета и систем сбора и передачи данных на объектах;

- накопление и изучение опыта эксплуатации.

5.3.2 Перечень основных работ по техническому обслуживанию приведен в таблице 2. Организация работ на объектах предусматривает группировку работ в комплексы по номенклатуре, периодичности и времени выполнения.

5.3.3 Оптимальная периодичность, сроки работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования могут быть скорректированы при последующем пересмотре настоящего стандарта в зависимости от технического состояния объектов, местных условий и опыта эксплуатации.

5.3.4 Работы производятся ремонтными бригадами, оснащенными средствами инструментального контроля и инвентарем.

При эксплуатации системы возможны следующие внештатные ситуации:

- отказ работоспособности счетчика электрической энергии;

- отсутствие связи счетчик УСПД;

- отказ работоспособности УСПД;

- отсутствие связи УСПД-сервер сбора данных уровня ИВК;

- отказ работоспособности коммуникационного оборудования шкафа;

Указанные ситуации приводят к следующим последствиям:

- невозможность измерения электроэнергии (при отказе счетчика);

- невозможности получения информации с одного или нескольких счетчиков (при этом работоспособность счетчиков не нарушена), при отказе УСПД;

- отсутствию доступа к УСПД со стороны сервера.

Поиск неисправностей, приведших к возникновению внештатных ситуаций, осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации конкретного оборудования.

5.3.5 Порядок оформления актов выполненных работ (замены, проверки электросчетчиков) приведен в приложение П.

Таблица 2 - Перечень основных работ по техническому обслуживанию АИИС УЭ

5.4 Организация ремонта АИИС УЭ

5.4.1 Работы по ремонту и техническому обслуживанию проводятся по типовым технологическим картам производства работ. Типовые технологические карты содержат: состав бригады и квалификацию исполнителей, нормы времени, особые условия проведения работы, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент, инвентарь, описание и последовательность выполнения операций, график выполнения работы.

5.4.2 Все оборудование АИИС УЭ, измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электроэнергии, УСПД, оборудование связи - в силу своей специфичности, не ремонтируются на месте эксплуатации. Поэтому на обслуживаемых и необслуживаемых подстанциях ЗИП оборудования должен быть централизованным (хранение ЗИПа на централизованном складе), а на крупных объектах и станциях электроэнергии ЗИП может быть местным (хранение ЗИПа на складах электростанции).

5.5 Требования к персоналу, проводящему техническое обслуживание АИИС УЭ

5.5.1 Техническое обслуживание АИИС УЭ (счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД) должно производиться специализированными ремонтными предприятиями.

5.5.2 Персонал, проводящий техническое обслуживание АИИС УЭ, обязан знать руководства по эксплуатации заводов-изготовителей счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД.

5.5.3 Персонал объекта электроэнергетики поддерживает все СИ, а также информационно-измерительные системы, в том числе входящие в состав АИИС УЭ в исправном состоянии и постоянной готовности к выполнению измерений.

5.5.4 Персонал обязан соблюдать требования Правил безопасности, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

5.5.5 Каждый работник, в случае нарушения Правил безопасности, должен немедленно сообщить вышестоящему руководителю о всех замеченных им нарушениях в работе трансформаторного оборудования.

5.5.6 Для персонала, проводящего техническое обслуживание АИИС УЭ (счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД), должны быть разработаны должностные инструкции.

5.5.7 Персонал, проводящий техническое обслуживание АИИС УЭ (счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД) должен иметь подготовку, соответствующую характеру работы. При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены в специализированных центрах подготовки персонала.

5.5.8 К работам по техническому обслуживанию АИИС УЭ должны допускаться лица, не имеющие противопоказаний медицинского характера и группу по электробезопасности не ниже II.

5.5.9 Каждый работник, проводящий техническое обслуживание АИИС УЭ в пределах своей должностной инструкции обязан знать оборудование, правила техники безопасности и пожарной безопасности.

5.5.10 Каждый работник обязан строго соблюдать трудовую и оперативно-техническую дисциплину, правила техники безопасности, пожарной безопасности, трудового распорядка, содержать в чистоте и порядке свое рабочее место.

5.5.11 Выбор организаций, обеспечивающих монтаж, наладку, сервисное обслуживание, осуществляется заказчиком на тендерной основе. Для проведения тендера заказчик направляет запрос установленной формы в организации претендующих на участие в работах по монтажу, наладке и сервисному обслуживанию счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД.

5.5.12 Ремонтные организации, осуществляющие ремонт счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, УСПД, подведомственных органам государственного контроля и надзора, должны иметь разрешение (лицензию) на право производства ремонтных работ в случаях предусмотренных действующим законодательством Российской Федерации.

6 Требования безопасности при эксплуатации и техническом обслуживании

6.1 Все работы должны выполняться в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

6.2 Персонал должен знать и соблюдать требования пожарной безопасности при выполнении работ по эксплуатации и техническому обслуживанию АИИС УЭ. При возникновении пожара немедленно сообщать вышестоящему руководителю или оперативному персоналу о месте пожара и приступить к его ликвидации имеющимися средствами пожаротушения с соблюдением мер безопасности.

7 Вывод систем АИИС УЭ из эксплуатации

7.1 Вывод систем и оборудования связи из эксплуатации производится на основании технико-экономического анализа с учетом результатов технического освидетельствования.

7.2 Основанием для вывода оборудования из эксплуатации является протокол экспертной комиссии по причине физического износа или как не подлежащего восстановлению.

7.3 В состав и содержание работ по выводу системы из эксплуатации входит:

- обследование объекта и обоснование необходимости вывода АИИС УЭ из эксплуатации;

- обобщение и анализ полученной информации о ее работоспособности, состоянии технических и программных средств, о ее способности выполнять заданные функции;

- оценка возможности использования технических и программных средств АИИС УЭ на других объектах субъекта или реализации технических и программных средств другим организациям;

- оформление решения о выводе АИИС из эксплуатации;

- рассылка уведомлений о принятом решении заинтересованным организациям;

- разработка, оформление и утверждение документов по выводу системы из эксплуатации - требований и плана мероприятий, включая обеспечение сохранности накопленной информации сроком не менее трех с половиной лет.

- выполнение мероприятий в соответствии с планом;

- оформление документов для списания, реализации, передачи, утилизации, ликвидации технических и программных средств АИИС УЭ;

- оформление и подписание Акта вывода АИИС УЭ из эксплуатации.

7.4 Если процесс вывода из эксплуатации проводится в связи с вводом в действие новой автоматизированной системы, то для перехода к новой системе должна быть предусмотрена параллельная эксплуатация прежней и новой систем сроком не менее трех месяцев.

8 Утилизация оборудования АИИС УЭ

8.1 Утилизации подлежат только списанные в установленном порядке системы и оборудование АИИС УЭ.

8.2 Ответственность за организацию и проведение утилизации систем и оборудования возлагается на эксплуатирующую организацию или лицо, которые обязаны организовать и провести демонтаж и утилизацию списанных систем АИИС УЭ с соблюдением необходимых мер безопасности.

8.3 Оценка соответствия процессов эксплуатации и утилизации систем АИИС УЭ требованиям, установленным действующими техническими регламентами, проводится органами государственного контроля (надзора).

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма Паспорта-протокола на информационно-измерительный комплекс в составе АИИС УЭ

Приложение Б

(рекомендуемое)

Форма протокола измерений вторичной нагрузки трансформатора тока

Приложение В

(рекомендуемое)

Форма протокола измерений вторичной нагрузки трансформатора напряжения

Приложение Г

(рекомендуемое)

Форма протокола измерений потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения

Приложение Д

(рекомендуемое)

Форма протокола измерения погрешности электросчетчика в условиях эксплуатации на рабочем токе

Приложение Ж

(рекомендуемое)

Форма протокола измерений и построение векторной диаграммы измерительного комплекса

Приложение И

(рекомендуемое)

Методические рекомендации по измерению вторичной нагрузки трансформаторов тока

И.1 Общие положения

Настоящие рекомендации предназначены для измерения в условиях эксплуатации вторичной нагрузки стационарных электромагнитных измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 7746 в диапазоне от 0,01 до 100 Ом или в диапазоне от 0,01 до 500,00 В∙А.

И.2 Метод измерений

И.2.1 Измерения вторичной нагрузки трансформаторов тока (ТТ) выполняют методом «вольтметра-амперметра» без разрыва вторичных цепей трансформаторов тока.

И.2.2 Вторичная нагрузка ТТ согласно ГОСТ 7746 характеризуется полным сопротивлением внешней вторичной цепи ТТ, выраженным в Омах, либо кажущейся (полной) мощностью, выраженной в вольт-амперах и потребляемой этой цепью при данном коэффициенте мощности и номинальном вторичном токе.

И.2.3 Вторичную нагрузку ТТ Z₂, Ом, определяют по формуле:

где U₂ и I₂ - измеренные во вторичной обмотке ТТ действующие значения соответственно напряжения (в Вольтах), и тока (в Амперах).

И.2.4 Вторичную нагрузку ТТ S₂, Вольамперах, определяют по формуле:

где I_2ном - номинальный вторичный ток ТТ, в Амперах, указанный в паспорте ТТ.

И.2.5 Выбор формулы для расчета (И.1) или (И.2) определяют формой задания номинальной нагрузки в паспорте ТТ. При этом согласно ГОСТ 7746:

И.2.6 Измерения тока без разрыва контролируемого токопровода выполняют при помощи токосъемных клещей ТКП (см. рисунок И.1), входящей в комплект прибора вольтамперфазометра (см. таблицу И.1).

И.2.7 Измерения вторичной нагрузки ТТ, соединенных в звезду и неполную звезду, следует выполнять по схемам в соответствии с рисунком И.1.

И.2.7.1 При определении вторичной нагрузки каждого ТТ в схеме звезды (см. рисунок И.1, а)) в формулу (И.1) подставляют результаты измерений напряжений между каждым из фазных проводов и нулевым проводом U₂ = U_a0, или U_b0, или U_с0 и токов фаз I₂ = I_a или I_b, или I_c соответственно и вычисляют вторичные нагрузки Z_a0, Z_b0 и Z_c0, Ом, по формулам:

И.2.7.2 Для схемы неполной звезды (см. рисунок И.1 б)) вычисляют только вторичные нагрузки Z_a0 и Z_c0 согласно И.2.7.1.

И.2.7.3 При определении вторичной нагрузки ТТ S, В∙А, необходимо знать паспортное значение номинального вторичного тока I_2ном каждого ТТ.

а) три ТТ, соединенные в звезду

б) два ТТ, соединенные в неполную звезду

ТТ_А, ТТ_В, ТТ_С - трансформаторы тока в фазах А, В, С; Z_a, Z_b, Z_c, Z₀ - полные
сопротивления вторичной нагрузки в фазах а, b, с и в нулевом проводе соответственно;
А - прибор в режиме измерений тока; ТК - токосъемные клещи; V - вольтметр

Рисунок 1 - Схемы измерений вторичной нагрузки

И.2.7.4 Для трех ТТ одного типа, соединенных по схеме звезды (см. рисунок 1а), вторичные нагрузки, ВА, с учетом формулы (2) и результатов измерений напряжений и токов по И.2.7.1 определяют по формулам:

И.2.7.5 Для двух однотипных ТТ, соединенных в схему неполной звезды (см. рисунок И.1 б)), согласно И.2.7.4 определяют вторичную нагрузку S_2a и S_2с.

И.2.7.6 Определение вторичной нагрузки ТТ при совместном подключении цепей измерений и защиты к общей вторичной обмотке ТТ выполняют методом «вольтметра-амперметра» с разъединением нагрузок и обмоток ТТ при питании цепей вторичной нагрузки от постороннего источника тока в соответствии с «Инструкцией по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты».

И.3 Средства измерений, вспомогательные устройства

При выполнении измерений целесообразно использовать средства измерений с метрологическими характеристиками приведенными в таблице И.1.

Таблица И.1

И.4 Подготовка к выполнению измерений

И.4.1 При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы.

И.4.1.1 Подготавливают перечень проверяемых ТТ, принципиальные и монтажные схемы включения ТТ и их вторичных цепей.

И.4.1.2 Проверяют наличие документов (паспорт-протокол, инструкции по обслуживанию ТТ и их вторичных цепей и др.), подтверждающих положительные результаты проверок технического состояния ТТ и их вторичных цепей.

И.4.1.3 Целесообразно провести ориентировочный расчет вторичной нагрузки Z₂ и/или S₂ проверяемых ТТ, в соответствии с методикой расчета (форма приведена ниже) по данным И.4.1.1.

И.4.1.4 По результатам работы, полученным в И.4.1.1 - И.4.1.3, проводят корректировку перечня проверяемых ТТ и заполняют форму рекомендуемую таблицу И.2.

Таблица И.2 - Рекомендуемая форма таблицы для учета результатов измерений

И.4.1.5 Проверяют комплектность ТТ и вторичных цепей на месте эксплуатации, а также соответствие данных, указанных на табличке ТТ, аналогичным данным в его эксплуатационной документации.

И.4.1.6 Проверяют состояние и целостность изоляции, маркировку и состояние выводов обмоток ТТ, вторичных цепей; затяжку и состояние контактных (резьбовых) соединений, наличие необходимых пломб, клейм, этикеток; надежность заземлений выводов обмоток, вторичных цепей; отсутствие влаги и масла на выводах вторичных обмоток ТТ.

И.4.2 Проводят подготовку рабочих мест для выполнения измерений с учетом мер безопасности, в том числе указанных в эксплуатационной документации СИ, ТТ.

И.4.3 При подготовке т СИ к измерениям проверяют:

- наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

- подготовку и настройку режимов работы СИ согласно их эксплуатационной документации.

И.4.4 Подготавливают формы записи результатов измерений и вычислений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с таблицей И.3 (рекомендуемая форма).

Таблица И.3 - Рекомендуемая форма таблицы для учета результатов измерений

И.5 При выполнении измерений вторичной нагрузки ТТ проводят следующие работы:

При выполнении измерений вторичной нагрузки ТТ проводят следующие работы:

- подключают СИ тока и напряжения согласно рисунку 1 и выбирают их пределы измерений.

- измерения тока фазы у шкафа зажимов выполняют без разрыва цепи с помощью токосъемной клещевой приставки ТКП (см. рисунок 1), входящей в состав прибора «ПАРМА ВАФ-А» (см. таблицу И.1), начиная с фазы а.

- измерения напряжения между фазными и нулевым проводами выполняют вольтметром В7-38 (см. рисунок 1) у шкафа зажимов ТТ, начиная с напряжения между фазой а и нулевым проводом.

- отсчеты по приборам согласно второму и третьему дефисам перечисления снимают одновременно.

- полученные значения тока I_а и напряжения U_a0 записывают в таблицу И.3, каждое в виде числителя дроби, в знаменателе которой указывают конечное значение (предел) используемого поддиапазона измерений прибора (IK, UK).

- операции со второго по пятый дефисы перечисления производят однократно для каждой фазы, повторяя их при измерениях в фазах b и с.

- операции с первого по шестой дефисы перечисления повторяют для каждого ТТ согласно перечню по И.4.1.4.

- для ТТ, соединенных по схеме звезды (см. рисунок И.1, а)), измеряют токи фаз I_а, I_b, I_с и фазные напряжения U_a0, U_b0, U_c0 вторичных обмоток; для ТТ, соединенных по схеме неполной звезды (см. рисунок И.1 б)), - соответственно токи I_а, I_с и напряжения U_a0, U_c0.

- результаты измерений записывают в соответствующие графы таблицы И.3 согласно указанию в пятом дефисе перечисления.

Примечание - При наличии технических возможностей измеряют коэффициент мощности cosφ₂ вторичной нагрузки ТТ (см. приложение И.2).

И.6 Обработку (вычисление) результатов измерений вторичной нагрузки ТТ выполняют следующим способом:

И.6.1 Вторичную нагрузку ТТ каждой фазы в виде полного сопротивления Z₂ (Z_a0, Z_b0, Z_c0) вычисляют по формулам (И.4) и измеренным значениям напряжения U₂ и тока фазы I₂ (см. таблицу И.3).

И.6.2 Вычисленные значения сопротивлений Z_a0, Z_b0, Z_c0 выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр, и записывают в таблицу И.3.

И.6.3 Вторичную нагрузку ТТ каждой фазы в виде полной мощности S₂ (S_2a, S_2b, S_2c) вычисляют по формулам (И.5), измеренным значениям напряжения U₂, тока фазы I₂ и паспортному значению номинального вторичного тока I_2ном ТТ.

И.6.4 Результаты вычислений по И.6.3 округляют до единиц вольт-ампер и записывают в таблицу И.3.

И.6.5 По полученным в И.6.4 результатам сопоставляют фактическую вторичную нагрузку ТТ с требованием ГОСТ 7746.

Для правильно загруженного трансформатора и его работы в установленном классе точности фактическое значение вторичной нагрузки должно находиться в пределах от 25 до 100 % номинального значения вторичной нагрузки S_2ном или Z_2ном для ТТ классов точности 0,2; 0,5; 1 и от 50 до 100 % номинального значения вторичной нагрузки S_2ном для ТТ класса точности 3 с номинальной вторичной нагрузкой от 15 до 60 В∙А включительно. Для ТТ с иной номинальной мощностью допускаемые пределы вторичной нагрузки приведены в таблице И.1. Это означает, что для работы ТТ в заданном классе точности должно выполняться условие

где S_2мин определена по ГОСТ 7746 (см. выше), а Z_2мин с учетом формулы (И.2) и известных значениях S_2мин и I_2ном определяют по формуле:

И.6.6 Заключение о соответствии (или несоответствии) фактической вторичной нагрузки ТТ требованию ГОСТ 7746 или о выполнении (невыполнении) условий (6) отражают в протоколе.

И.7 Оформление результатов измерений

И.7.1 Результаты измерений оформляют протоколом, рекомендуемая форма которого приведена в приложении Б. При этом в протоколе делают заключение о соответствии (или несоответствии) фактической вторичной нагрузки ТТ требованиям ГОСТ 7746.

И.7.2 Результаты измерений, оформленные документом по И.7.1, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости -административно ответственное лицо (руководитель, главный инженер, главный метролог предприятия, начальник цеха, участка или другое лицо).

Приложение И.1
Методика расчета вторичной нагрузки измерительных ТТ

Вторичная нагрузка каждого ТТ складывается из:

- полного сопротивления Zп = ΣZ_пi токовых обмоток счетчиков электроэнергии, ваттметров и других приборов и технических средств, подключенных к вторичной обмотке ТТ для измерений;

- сопротивления проводов (жил кабеля) R_пр от зажимов вторичной обмотки ТТ до места установки счетчиков и других приборов;

- переходного сопротивления R_пер в контактных соединениях.

Расчет сопротивления вторичной цепи Z₂ производится исходя из:

- схемы соединения вторичных обмоток и нагрузок ТТ;

- паспортных данных о сопротивлении или мощности потребления токовых цепей присоединенных приборов;

- сечения, длины и материала соединительных проводов.

Значения сопротивлений приборов - элементов нагрузки Z_ni - допускается суммировать арифметически без учета коэффициента мощности каждого элемента, что создает некоторый расчетный запас.

Если потребление прибора указано в виде полной мощности S_пi, В∙А, то сопротивление прибора Z_пi, Ом, определяют по формуле:

где I_i - ток прибора, А, при котором задана мощность S_ni.

Сопротивления проводов R_пр, Ом, производят по формуле:

где L - длина провода (кабеля) от ТТ до места установки счетчиков, измерительных приборов и других технических средств, м;

q - сечение провода (жилы кабеля), мм²;

γ - удельная проводимость материала провода, м/(Ом∙мм²);

(для меди γ = 57, для алюминия γ = 34,5).

Расчет вторичной нагрузки ТТ проводится для наиболее загруженной фазы.

При схеме соединения в звезду (см. рисунок И.1, а)) суммарную вторичную нагрузку наиболее загруженной фазы Z₂, Ом, определяют по формуле:

Сопротивление нулевого провода (обратного провода от приборов до ТТ) в расчете не учитывают, так как в номинальном режиме в нулевом проводе этой схемы ток отсутствует.

При схеме соединения в неполную звезду (см. рисунок 1б) суммарную вторичную нагрузку Z₂, Ом, определяют по формуле:

с учетом сопротивления нулевого провода, по которому в номинальном режиме протекает ток, равный фазному току.

Значение R_пep принимают равным 0,05 Ом.

Расчетное значение сопротивления вторичной нагрузки Z₂ не должно выходить за пределы допускаемых ГОСТ 7746 или ТУ значений Z_2мин и Z_2ном для требуемого класса точности ТТ с гарантированными значениями погрешности в рабочих условиях применения, т.е. должно выполняться неравенство (см. И.6.1.5)

Значения пределов нагрузки Z_2мин и Z_2ном рассчитывают по формулам (И.1.3) и (И.7). В соответствии с ГОСТ 7746 допускаемые значения вторичной нагрузки должны находиться в пределах от 25 до 100 % от номинального значения для ТТ классов точности от 0,2 до 1 включительно и от 50 до 100 % номинального значения для ТТ класса точности 3 с номинальной вторичной нагрузкой от 15 до 60 В∙А включительно; для остальных ТТ - в соответствии с таблицей И.1.1

Таблица И.1.1

Полную мощность вторичной нагрузки ТТ S₂, ВА, рассчитывают по формуле (И.1.2) с подстановкой значения номинального тока ТТ I_2ном и полученного расчетного по (И.1.4) значения сопротивления нагрузки Z₂, т.е.

При этом аналогично (Б.5) должно выполняться условие

где пределы вторичной нагрузки S_2мин и S_2ном см. в 12.1.5 и таблице И.1.

Пример расчета вторичной нагрузки ТТ

ТТ типа ТПОЛ-10-0,5/10Р-1000/5 У1 (номинальная вторичная нагрузка S_2ном = 10 В∙А или Z_2ном = 0,4 Ом) установлен в присоединении трансформатора собственных нужд 10,5/6,3 кВ электростанции на стороне низшего напряжения. Соединение обмоток ТТ по схеме звезды. К измерительным обмоткам ТТ подключены амперметр, ваттметр, индукционный счетчик активной энергии класса точности 1. Нагрузки фаз ТТ указаны в таблице 1.

Таблица И.5

Наибольшая нагрузка приходится на фазы а и с и составляет S_п = 7 В∙А, или Z_п = 0,28 Ом.

Для присоединения вторичной нагрузки использован провод из алюминия (АКРВГ) сечением q = 4 мм² и длиной L = 14 м.

Сопротивление проводов определяют по формуле (И.2)

Сопротивление вторичной нагрузки ТТ, рассчитанное по формуле (И.3) с учетом сопротивления контактов R_пep = 0,05 Ом, составляет

Z₂ = 0,28 + 0,10 + 0,05 = 0,43 Ом,

т.е. превышает номинальное значение, поэтому необходимо проведение мероприятий по снижению вторичной нагрузки.

С этой целью, например, увеличивают сечение провода до 6 мм². Тогда сопротивление провода согласно формуле (И.2) составит

а полное сопротивление вторичной нагрузки ТТ согласно формуле (И.3) будет равно

Z'₂ = 0,28 + 0,068 + 0,05 = 0,398 Ом,

т.е. меньше Z_2ном = 0,4 Ом.

Полная мощность вторичной нагрузки для I_2ном = 5 А согласно формуле (И.6) составит:

S₂ = 25∙0,398 = 9,95 В∙А,

или (с округлением соответственно),

S₂ = 10 В∙А = S_2ном.

Таким образом, соблюдены условия по вторичной нагрузке (И.5) и (И.7) для работы ТТ в установленном классе точности.

Приложение И.2
Методика определения коэффициента мощности вторичной нагрузки ТТ

Согласно ГОСТ 7746 значение номинальной вторичной нагрузки устанавливается для ТТ гарантированного класса точности при коэффициенте мощности нагрузки cosφ₂ = 1 или cosφ₂ = 0,8 инд.

При проверке вторичной нагрузки ТТ на соответствие требованиям ГОСТ 7746 наряду с измерениями полного сопротивления вторичной нагрузки каждой фазы Z₂ необходимо определить и коэффициенты мощности нагрузки фаз cosφ₂, которые определяют по формуле:

где R₂, Z₂ - активное и полное сопротивление вторичной нагрузки фазы, Ом, соответственно;

Р, S - активная, Вт, и полная, В∙А, мощность, вторичной нагрузки ТТ соответственно;

I, U - действующие значения тока, А, и напряжения, В, на нагрузке фазы соответственно. При этом:

В зависимости от местных условий на энергообъекте выполняют измерения полных сопротивлений Z₂, либо аналогичным косвенным методом, но при питании нагрузки от постороннего источника переменного тока согласно инструкции по проверке трансформаторов тока.

Активные сопротивления нагрузки фаз R₂ можно измерять непосредственно при помощи моста переменного тока. При этом должна быть отключена первичная цепь ТТ и снято напряжение, а вторичная нагрузка отсоединена от вторичной обмотки ТТ и пофазно разомкнута.

Измеренные значения R₂ и Z₂ подставляют в формулу (И.2.1) и определяют cosφ₂.

В другом варианте измерений сопротивления R₂ и Z₂ определяют по показаниям приборов, включенных по схеме на рисунке И.1, в соответствии с формулами (И.9) и (И.10), а также вычисляют cosφ₂ по формуле (И.2.1), где Р, I, U - соответственно активная мощность, ток и напряжение, определяемые по показаниям приборов, показанных на рисунке И.2.1.

Если полученные результаты измерений Z₂ и cosφ₂ не соответствуют требованиям ГОСТ 7746 или ТУ, проводят мероприятия по приведению этих показателей к норме.

W - ваттметр; А - амперметр; V - вольтметр;
Z₂ - обозначение полного сопротивления вторичной нагрузки.

Рисунок И.2.1 - Вариант схемы измерений коэффициента мощности, активного и
полного сопротивления вторичной нагрузки фазы ТТ.

Приложение К

(рекомендуемое)

Методические рекомендации по измерению вторичной нагрузки трансформатора напряжения

К.1 Общие положения

Настоящие методические рекомендации предназначены для проведения измерении вторичной нагрузки стационарных измерительных трансформаторов напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 в диапазоне от 7 до 1200 В∙А в условиях эксплуатации на электроснабжающих предприятиях и у потребителей электроэнергии.

К.2 Метод измерений

К.2.1 Измерения мощности нагрузки ТН выполняют методом «вольтметра-амперметра» без разрыва вторичных цепей ТН.

К.2.2 Мощность нагрузки ТН характеризуется кажущейся (полной) мощностью, выраженной в вольт-амперах, потребляемой вторичной цепью ТН.

К.2.3 Полную мощность нагрузки фазы ТН вычисляют по формуле:

где I_ф - действующее значение фазного тока, А;

U_ф, U_мф - действующие значения фазного или между фазного (линейного) напряжения соответственно, В.

К.2.4 Измерения мощности нагрузки фазы ТН следует выполнять по схеме в соответствии с рисунком К.1.

TV - соединение однофазных ТН или трехфазный ТН в трехфазной трех- или
четырехпроводной сети; Z - внешняя вторичная цепь ТН (нагрузка);
А - измерительный прибор в режиме измерений тока;
ТК - токосъемные клещи; V - вольтметр.

Рисунок К.1 - Схема измерений мощности нагрузки ТН

К.2.5 Измерения тока без разрыва вторичной цепи ТН выполняют при помощи токосъемных клещей (см. рисунок К.1).

К.2.6 Схемы включения однофазных ТН и соединения обмоток трехфазных ТН используемых типов приведены в приложении К.1.

К.2.7 За действительную нагрузку двухобмоточного однофазного ТН, S_ТН, при соединении трех ТН в звезду в трехфазной сети (см. схему 2 таблицы К.4 принимают значение полной мощности S_Ф, полученное по формуле (К.1):

К.2.8 За действительную нагрузку каждого из двух двухобмоточных однофазных ТН, включенных в трехфазную сеть по схеме открытого треугольника (см. схему 1 таблицы К.4, принимают

К.2.9 За действительную нагрузку двухобмоточного трехфазного ТН (см. схему 4 таблицы К.4 принимают сумму фазных нагрузок:

где в соответствии с формулой (К.1)

К.2.10 За действительную нагрузку трехобмоточных ТН (см. схемы 3 и 5 таблицы К.4) принимают суммарные нагрузки основной (см. формулы (К.2) или (К.4), (К.5)) и дополнительной обмотки S_доп.

К.2.11 Определение нагрузки вторичной дополнительной обмотки трехобмоточных ТН S_доп производят расчетным методом для режимов короткого замыкания на землю в соответствии с «Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей».

К.3 Средства измерений, вспомогательные устройства

При выполнении измерений применяют средства измерений (СИ) и другие технические средства, приведенные в таблице К.1.

Таблица К.1 - Метрологические характеристики СИ для измерения величин

К.4 Подготовка к выполнению измерений

К.4.1 При подготовке к выполнению измерений:

К.4.1.1 Подготавливают перечень проверяемых ТН, принципиальные и монтажные схемы включения ТН и их вторичных цепей.

К.4.1.2 Проверяют наличие местных документов (паспорт-протокол, инструкция по обслуживанию ТН и их вторичных цепей и др.), подтверждающих положительные результаты плановых проверок состояния ТН и их вторичных цепей в соответствии с Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей.

К.4.1.3 Рекомендуется провести ориентировочный расчет мощности нагрузки ТН в соответствии с Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей.

К.4.1.4 Проводят корректировку перечня проверяемых ТН по результатам К.4.1.1 -К.4.1.3 и заполняют форму таблицы К.2. В графе 2 таблицы К.2 записывают тип ТН по ГОСТ 1983. В графах 3 - 6 записывают паспортные значения номинальной мощности нагрузки для установленных классов точности, в графе 7 указывают вид схемы соединения обмоток и нагрузок ТН, в графе 8 записывают результат расчета мощности нагрузки по К.4.1.3.

Таблица К.2 - Форма для записи результатов расчета мощности нагрузки

К.4.1.5 Проверяют целостность пломб на конструкциях решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения ТН, и на рукоятках приводов разъединителей ТН, используемых для расчетного (коммерческого) учета электроэнергии.

К.4.1.6 Проверяют комплектность ТН и вторичных цепей на месте эксплуатации, а также соответствие данных, указанных на табличке ТН, данным в его эксплуатационной документации.

К.4.1.7 Проверяют состояние и целостность изоляции, маркировку и состояние выводов обмоток ТН, вторичных цепей; затяжку и состояние контактных (резьбовых) соединений, наличие необходимых пломб, клейм, этикеток; надежность заземлений выводов обмоток, вторичных цепей; отсутствие влаги и масла на выводах вторичных обмоток ТН.

К.4.2 Проводят подготовку рабочих мест для выполнения измерений с учетом мер безопасности, указанных в эксплуатационной документации СИ, ТН.

К.4.3 Подготавливают СИ к измерениям:

- Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

- Проводят подготовку и настройку режимов работы СИ согласно их эксплуатационной документации.

К.4.4 Подготавливают формы записи результатов измерений и вычислений мощности нагрузки ТН на основе таблицы К.3.

Таблица К.3 Рекомендуемая форма для записи результатов измерений и вычислений мощности нагрузки ТН

К.4.5 При наличии нагрузок, включенных на фазные напряжения в четырехпроводных вторичных цепях (см. схемы 3 и 5 приложения К.1 и рисунок К.2.1), измеряют напряжения между фазными и нулевым проводами U_ao, U_ba, U_co вместо U_ab, U_bc, U_ca, что указывают в соответствующих графах таблицы К.3.

К.5 При выполнении измерений мощности нагрузки ТН по настоящей методике проводят следующие работы:

К.5.1 Определяют по схеме соединения обмоток и нагрузок ТН подлежащие измерениям токи и напряжения.

К.5.2 Подключают СИ тока и напряжения согласно рисунку 1 и выбирают пределы измерений СИ.

К.5.3 Измерения тока фазы у шкафа зажимов ТН выполняют без разрыва вторичной цепи ТН с помощью токосъемных клещей ТКП (см. рисунок К.1), начиная с фазы а.

К.5.4 Измерения фазных или междуфазных напряжений выполняют вольтметром (см. рисунок К.1) у шкафа зажимов ТН, начиная с фазы а и измеряя напряжения U_ab или U_a0 соответственно схеме соединения обмоток и нагрузок ТН.

К.5.5 Отсчеты показаний приборов согласно К.5.3 и К.5.4 снимают одновременно.

К.5.6 Полученные значения тока и напряжения записывают в таблицу К.3, каждое в виде числителя дроби, в знаменателе которой указывают конечное значение (предел) используемого поддиапазона измерений прибора (I_К, U_К).

К.5.7 Операции по К.5.3 - К.5.6 производят однократно для каждой фазы, повторяя их при измерениях в фазах b и с.

К.5.8 Операции по К.5.2 - К.5.7 повторяют для каждого ТН согласно перечню К.4.1.4.

К.5.9 Результаты измерений записывают в соответствующие графы таблицы К.3

К.6 Обработку результатов измерений мощности нагрузки ТН выполняют следующим способом:

К.6.1 Полную мощность действительной нагрузки каждой фазы ТН вычисляют по формуле (К.1) и измеренным значениям напряжения и тока фазы.

К.6.2 Вычисленные значения мощности нагрузки фаз S_a(U), S_b(U), S_с(U) записывают в таблицу К.3.

К.6.3 Если измеренные (рабочие) значения вторичного напряжения U₂ отличаются от номинального значения U_2ном, указанного в паспорте ТН, производят пересчет измеренной мощности S(U) на номинальное напряжение по формуле:

К.6.4 Вычисленные по формуле (К.6) значения приведенной мощности S_a, S_b, S_c записывают в таблицу К.3 и используют в дальнейших расчетах.

К.6.5 Мощность нагрузки измерительной (основной) обмотки ТН S_ТН вычисляют по формулам (К.2) - (К.4) с учетом типа ТН.

К.6.6 Мощность нагрузки двухобмоточного ТН принимают равной значению, полученному в К.6.1.5.

К.6.7 Мощность нагрузки трехобмоточного ТН согласно ГОСТ 1983 вычисляют как сумму мощностей основной по К.6.1.5 и дополнительной по К.2.1 вторичных обмоток.

К.6.8 Результаты вычислений по К.6.5 - К.6.7 округляют до целых значений.

К.6.9 Мощность нагрузки ТН по К.6.6 - К.6.8 сопоставляют с номинальной мощностью ТН, указанной в его паспорте для установленных классов точности, и рабочими условиями применения ТН в части нагрузки по ГОСТ 1983 (от 25 до 100 % номинальной мощности S_ном).

К.6.10 Заключение о соответствии (или несоответствии) фактической мощности нагрузки ТН требованию ГОСТ 1983 отражают в протоколе.

К.7 Оформление результатов измерений

К.7.1 Результаты измерений мощности нагрузки оформляют протоколом, рекомендуемая форма которого приведена в приложении В. При этом в протоколе делают заключение о соответствии (или несоответствии) фактической мощности нагрузки ТН требованию ГОСТ 1983 (от 25 до 100 % номинальной мощности S_ном).

К.7.2 Результаты измерений, оформленные документально по К.7.1, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости - административно ответственное лицо (руководитель, главный инженер, главный метролог предприятия, начальник цеха, участка или другое лицо).

Таблица К.4 Определение мощности нагрузки ТН

К.8 Порядок Расчет мощности нагрузки ТН

К.8.1 По технической документации энергообъекта определяют расчетную схему соединения обмоток и нагрузок конкретного ТН. Варианты схем соединения обмоток ТН приведены в приложении К.1. Варианты расчетных схем соединения нагрузок основных вторичных обмоток ТН представлены на рисунке К.2.

К.8.2 По паспортным данным определяют потребляемую мощность, В∙А, приборов и устройств, составляющих нагрузку ТН. Недостающие величины измеряют.

К.8.3 Потребляемую мощность аппаратуры, включенной на линейное (междуфазное) напряжение, приводят к расчетному напряжению 100 В, а аппаратуры, включенной на фазное напряжение, - к расчетному напряжению  В. Пересчет мощности потребления на расчетное напряжение U_расч производят по формуле:

где S_i - мощность потребления, В∙А, i-го прибора или устройства при расчетном напряжении U_расч;

S_i(U) - то же, заданное при напряжении U_i В.

Если известно только полное сопротивление Z, Ом, реле или прибора, то мощность потребления определяют по формуле:

К.8.4 По данным К.8.1 - К.8.3 вычисляют (как сумму мощностей S_i) суммарные нагрузки основных вторичных обмоток ТН S_ab, S_bc и S_ca, включенные на междуфазные напряжения U_ab, U_bc, U_ca (междуфазные нагрузки), а также фазные нагрузки S_a0, S_b0, S_c0, включенные на фазные напряжения U_a = U_a0, U_b = U_b0, U_c = U_c0, при их наличии в четырехпроводных вторичных цепях.

Примечание - Расчет нагрузки однофазных ТН при соединении обмоток и нагрузок по схеме открытого треугольника (см. схему 1 таблице К.4 и рисунок К.2.1 а)) на этом завершен. S_ТН1 = S_ab; S_ТН2 = S_bс.

а) открытый треугольник; б) треугольник; в) треугольник плюс звезда.

Рисунок К.2 - Расчетные схемы соединения нагрузок
основных вторичных обмоток ТН.

К.8.5 При соединении основных вторичных обмоток ТН в звезду (см. схемы 2 и 4 в таблице К.4) или в звезду с выведенной нейтралью (см. схемы строк 3 и 5 таблицы К.4) наибольшую из междуфазных нагрузок по К.8.4 обозначают S₁, следующую по убыванию значения - S₂. Наибольшую из фазных нагрузок по К.8.4 обозначают S_Ф.

К.8.6 При соединении вторичных обмоток двух однофазных ТН в открытый треугольник (см. схему строки 1 таблицы К.4) принимают S₁ = S_ca, а наибольшую из нагрузок S_ab или S_bc обозначают S₂.

К.8.7 Вычисляют расчетный коэффициент K по формуле:

К.8.8 Вычисляют мощность нагрузки наиболее загруженной фазы S_НФ с учетом схем соединений обмоток и нагрузок ТН:

- для трансформаторов с соединением обмоток в звезду (см. схемы сток 2 и 4 таблицы К.4) по формуле:

- для трансформаторов с четырехпроводной вторичной цепью (см. схемы сток 3 и 5 таблицы К.4 и рисунок К.2, в)) по формуле:

- для трансформаторов с соединением обмоток в открытый треугольник (см. схему 1 в таблице К.4) и нагрузок в треугольник (см. рисунок К.2, б)) по формуле:

К.8.9 Расчетная мощность нагрузки однофазного ТН S_ТН равна S_Н.Ф по К.8.8.

Расчетная мощность нагрузки трехфазного ТН равна S_ТН = 3∙S_Н.Ф.

К.8.10 Расчетную мощность нагрузки ТН сравнивают с номинальной мощностью ТН в требуемом классе точности.

Примеры расчетов

Пример 1

Определить мощность нагрузки ТН типа НОМ-6, установленных на шинах 6 кВ и включенных по схеме открытого треугольника (см. схему 1 таблицы К.4). Номинальная мощность ТН в классах точности 0,5; 1 и 3 равна соответственно 50; 75 и 200 В∙А; номинальное напряжение вторичной обмотки 100 В.

Нагрузку ТН по схеме треугольника (см. рисунок К.2.1 б) составляют индукционные счетчики активной энергии, показывающий и регистрирующий вольтметры, реле напряжения РН-54/160. Потребление счетчиков и вольтметров задано при напряжении 100 В, потребление реле составляет 1 В∙А при напряжении 40 В.

Пересчет мощности потребления реле на расчетное напряжение 100 В согласно формуле (К.2.1) дает значение

S_p = (100/40)²∙1 = 6,25 В∙А.

Мощность потребления приборов и реле, составляющих нагрузку ТН, при расчетном напряжении 100 В приведена в таблице К.5.

Таблица 1 примера 1 - Мощность потребления приборов и реле, составляющих нагрузку ТН, при расчетном напряжении 100 В

Согласно К.8.1.6 определены значения S₁ = 23,25 В∙А, S₂ = 30 В∙А.

По формуле (К.2.3) определяют K = 23,25/30 = 0,775 и по формуле (К.11) нагрузку наиболее загруженного ТН

Полученное значение нагрузки находится в пределах (25 - 100) % номинальной мощности ТН типа НОМ-6 в классе точности 0,5, что соответствует требованиям ГОСТ 1983-01.

Пример 2

Определить мощность нагрузки трехфазного трехобмоточного ТН типа НТМИ-10, установленного на шинах 10 кВ. Номинальная мощность ТН в классах точности 0,5; 1 и 3 равна соответственно 120; 200 и 500 В∙А; номинальное напряжение основной вторичной обмотки 100 В, дополнительной обмотки -100/3, В.

Схема соединения основной обмотки - звезда с выведенной нейтралью (см. схему строки 5 таблицы К.4). Схема соединения нагрузки основных обмоток - треугольник (см. рисунок К.2, б)).

Нагрузку ТН составляют индукционные счетчики активной и реактивной энергии, ваттметр, показывающий и регистрирующий вольтметры, реле защиты РН-53/60Д на 30 - 60 В и РНФ-М, включенные на основную вторичную обмотку, а также реле контроля изоляции PH 53/60Д на 15 - 30 В в цепи дополнительной вторичной обмотки.

Мощность потребления счетчиков, ваттметра, РНФ-М и вольтметров задана для напряжения 100 В.

Мощность потребления реле РН-53/60Д на 30 - 60 В задана для напряжения 220 В и составляет 10 В∙А, что в пересчете на расчетное напряжение по формуле (К.7) дает значение:

S_p = (100/220)²∙10 = 2,06 В∙А.

Мощность потребления реле РН-53/60Д на 15 - 30 В задана для напряжения 110 В и равна 5 В∙А, что при расчетном напряжении 100 В определяемому по формуле (К.7) составляет:

S_u = (100/110)²∙5 = 4,14 В∙А.

Мощность потребления при расчетном напряжении приборов и реле, составляющих нагрузку ТН, приведена в таблице К.6.

Таблица 1 примера 2 Мощность потребления при расчетном напряжении приборов и реле, составляющих нагрузку ТН

Согласно К.8.1.5 определены значения S₁ =39,1 В∙А, S₂ = 35 В∙А.

По формуле (К.8) определяют K = 39,1/35 = 1,12 и по формуле (К.9) - нагрузку наиболее загруженной фазы:

Нагрузка основной обмотки трехфазного ТН согласно 1.9 составляет S_ТН = 3S_Н.Ф = 111 В∙А и находится в пределах (25 - 100) % номинальной мощности НТМИ-10 класса точности 0,5, что допустимо для учета электроэнергии.

Нагрузка дополнительной обмотки составляет 4 В∙А при номинальной мощности дополнительной обмотки, имеющей класс точности 3, равной 500 В∙А.

Приложение Л

(рекомендуемое)

Методические рекомендации по измерению потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения

Л.1 Общие положения

Методические рекомендации по измерению потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения предназначены для проведения измерений и получения результатов измерений потерь напряжения в диапазоне от 0,02 до 2,0 В, в условиях эксплуатации.

Л.2 Методы измерений

Л.2.1 Измерения потерь напряжения основаны на измерениях вольтметрами падения напряжения и напряжения наводок в каждом линейном (фазном) проводе линии присоединения ТН к счетчику с использованием свободной (резервной) жилы кабеля.

Л.2.2 За потери напряжения принимают сумму падений напряжения за вычетом напряжения наводки в каждой паре линейных (фазных) проводов, соединяющих счетчик с ТН.

Л.2.3 При отсутствии свободной (резервной) жилы в кабеле (участке кабеля) соединения счетчика с ТН целесообразно использовать экспериментально-расчетные методы определения потерь напряжения во вторичных цепях ТН, указанные в «Инструкции по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей». - М.: СПО ОРГРЭС, 1979.

Примечание: - Допускается определение потерь напряжения на последовательно соединенных участках цепи напряжения счетчика методом по Л.2.1 и (или) методом по Л.2.3 с последующим арифметическим суммированием потерь напряжения на этих участках.

Л.3 Средства измерений и вспомогательные устройства

Л.3.1 При выполнении измерений применяют средства измерений (СИ) и другие технические средства, приведенные в таблице Л.1.

Таблица Л.1 - средства измерений (СИ) и другие технические средства применяемые при выполнении измерений

Л.4 Подготовка к выполнению измерений

Л.4.1 При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

Л.4.1.1 Подготавливают перечень линий присоединения счетчика к ТН для измерений потерь напряжения.

Л.4.1.2 Проверяют соответствие цепей ТН и счетчика схемам их включения.

Л.4.1.3 Собирают схему измерений, показанную на рисунке Л.1. Для этого определяют и подготавливают свободную (резервную) жилу кабеля вторичной цепи ТН, проложенного к счетчику. Свободная жила должна иметь вывод в клеммном шкафу ТН - сборки выводов СВ1 с одного конца и в сборке выводов СВ2 панели счетчика с другого конца.

TV - соединение однофазных ТН или трехфазного ТН с трех- или четырехпроводной
вторичной цепью; СВ1 - сборка выводов ТН в клеммном шкафу; СВ2 - сборка выводов
панели счетчиков на щите управления; а-а', в-в', с-с', 0-0' - рабочие провода кабеля;
d-d' - свободная жила кабеля; V1 - измерительный прибор (например:
комбинированный цифровой Щ4300); R - резистор (типа МЛТ-0,5, ОМЛТ или др.)

Рисунок Л.1 - Схема измерений падения напряжения при определении потерь
напряжения в цепях напряжения счетчиков

Примечание - Для уменьшения влияния помех на входной измерительный кабель (входные провода) высокоомного прибора V1, резистор R (на рисунке Л.1 обозначен пунктиром) целесообразно подключать параллельно входу.

Л.4.1.4 Если нельзя пренебрегать потерями напряжения в кабелях между ТН и его шкафом, подготавливают исходные данные о нагрузке и сопротивлении цепей для определения потерь напряжения на этом участке расчетным методом по Л.2.3.

Л.4.1.5 При отсутствии свободной жилы временно используют жилу кабеля в схеме цепи сигнализации отключения автоматического выключателя защиты ТН.

Л.4.1.6 He допускается использование металлической оболочки рабочего кабеля в качестве свободной жилы.

Л.4.2 Выполняют необходимые операции для создания максимальной нагрузки для ТН, к которым подключен не только счетчик, но и другие измерительные приборы, а также устройства защиты и автоматики, определяют режимы работы сети и условия, при которых имеет место максимальная нагрузка на ТН в режиме измерений электроэнергии.

Л.4.3 Подготавливают СИ к измерениям.

Л.4.3.1 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

Л.4.3.2 Проводят подготовку и настройку режимов работы СИ согласно их эксплуатационной документации.

Л.4.4 Подготавливают формы (см. приложение Л.1) записи исходных данных, результатов измерений и расчетов, а также протоколов измерений в соответствии с установленным на энергообъекте порядком.

Л.5 Выполнение измерений

Л.5.1 Работы при выполнении измерений потерь напряжения проводятся двумя лицами (одним - у шкафа зажимов ТН, другим - у панелей щита управления), между которыми установлена двусторонняя связь (телефонная, радиосвязь и т.п.).

Л.5.2 При выполнении измерений падений напряжения в линейных проводах методом по Л.2.1 проводят следующие операции:

Л.5.2.1 Устанавливают переключатель пределов измерений вольтметра V1 (см. рисунок Л.1) в начальное положение, соответствующее номинальному напряжению основной вторичной обмотки ТН.

Л.5.2.2 Подключают вольтметр V1 и свободную жилу кабеля по схеме рисунка Л.1:

- в шкафу зажимов ТН - сборки выводов СВ1 соединяют вывод свободной жилы (точка d на рисунке Л.1) с выводом одной из фаз ТН;

- у панели щита управления подключают вольтметр V1 к выводу свободной жилы (точка d' на рисунке Л.1) на сборке панели счетчиков СВ2 (или на общей сборке щита управления) и к выводу провода той же фазы на панели счетчиков (на рисунке Л.1 показан случай измерений в фазе с).

Л.5.2.3 Выполняют измерения падения напряжения U_П в линейном (фазном) проводе кабеля, последовательно устанавливая переключатель пределов измерений вольтметра V1 на меньший предел до необходимого U_К.

Л.5.2.4 Результат измерений U_П и значение предела использованного поддиапазона измерений U_К записывают в таблице Л.3; значение U_К записывают в скобках.

Л.5.2.5 Возвращают переключатель пределов измерений вольтметра V1 в начальное положение по Л.5.2.1.

Л.5.2.6 Выполняют измерения напряжения наводок U_Э в линейном (фазном) проводе кабеля присоединения счетчика к ТН в соответствии с приложением Л.2. Результаты измерений напряжения наводок U_Э записывают в таблице Л.3; значения поддиапазона измерений вольтметра V2 (см. рисунок Л.2) U'_К записывают в скобках.

Примечание: Как показывает практика, обычно значения напряжения наводок U_Э составляет единицы милливольт.

Л.5.2.7 По сигналу через двустороннюю связь осуществляют переход на следующую фазу цепи, например, на фазу b (а также далее на фазу а), и повторяют операции по Л.5.2.2 - Л.5.2.6.

Л.5.2.8 Для четырехпроводной вторичной цепи выполняют измерения падения напряжения U_П0 и напряжение наводок U_Э0 также и в нулевом проводе, производя операции согласно Л.5.2.2 - Л.5.2.6.

Л.6 Обработка (вычисление) результатов измерений

Л.6.1 Обработку результатов измерений падений напряжения для определения потерь напряжения выполняют следующими образом:

Л.6.1.1 Падение напряжения ΔU_i, В, в линиях (проводах) присоединения счетчика к ТН вычисляют для каждого провода по формуле:

где U_Пi - измеренное значение падения напряжения по Л.5.2.3 - Л.5.2.5, Л.5.2.7, Л.5.2.8 для i-го провода, записанное в таблице Л.3, В;

U_Эi - измеренное значение напряжения наводок по Л.5.2.6 для i-го провода, записанное в таблице Л.3, В;

i - обозначение фазы и нулевого провода (а, в, с, 0) соответственно.

Результаты вычислений по формуле (Л.1) заносят в таблицу Л.4 как расчетные значения падения напряжения в проводах, соединяющих счетчик с ТН.

Л.6.1.2 Абсолютные значения потерь линейного напряжения ΔU_лин В, в линиях присоединения (проводах) трех- и четырехпроводной вторичной цепи определяют по формуле:

где ΔU_i - определяемое по формуле (Л.1) падение напряжения в линии присоединения (проводе) фазы i (а, в, с), В;

ΔU_j - определяемое по формуле (Л.1) падение напряжения в линии присоединения (проводе) следующей фазы j (b, с, а), В.

Полученные значения потери напряжения ΔU_ab, ΔU_bc и ΔU_ca записывают в таблице Л.4.

Л.6.1.3 Абсолютные значения потерь фазного напряжения ΔU_ф, В, в рабочих проводах четырехпроводной вторичной цепи вычисляют по формуле:

где ΔU_i и ΔU₀ - падения напряжения, определяемые по формуле (Л.1), в фазных i (а, в, с) и нулевом (0) проводах соответственно, В.

Полученные значения потерь напряжения ΔU_a0, ΔU_b0 и ΔU_c0 заносят в таблицу Л.4.

Примечание - Необходимость расчета потерь линейного или фазного напряжения определяется схемой включения цепей напряжения счетчика во вторичную цепь ТН.

Л.6.1.4 Относительные потери линейного напряжения δU_лин,%, в линиях (проводах) присоединения счетчика к ТН вычисляют по формуле

где ΔU_лин - см. формулу (Л.2),

U_2ном - номинальное напряжение основной вторичной обмотки ТН (паспортное значение), В, а относительные потери фазного напряжения δU_ф, в процентах, в линиях (проводах), соединяющих счетчик с ТН, рассчитывают по формуле:

где ΔU_ф - см. формулу (Л.3).

Полученные значения относительных потерь напряжения δU_лин и δU_ф указывают в соответствующих графах таблицы Л.4.

Л.6.1.5 Формулы для расчета потерь напряжения во вторичной цепи ТН с учетом исходных данных о типе ТН, схеме соединения его вторичных обмоток и виде вторичной цепи представлены ниже в виде сводной таблицы Л.6

Л.6.1.6 Результаты измерений относительных потерь напряжения в цепях присоединения счетчиков к ТН записывают в протокол, форма которого приведена в приложении Г.

Л.6.1.7 Для оценки соответствия используют наибольшее из полученных по Л.6.1.4 трех значений потерь напряжения (фазного или линейного в соответствии со схемой включения счетчиков во вторичную цепь ТН).

Л.7 Оформление результатов измерений

Л.7.1 Результаты измерений оформляют записями в журнале согласно приложению Л.1.

Л.7.2 Результаты измерений оформляют протоколом, форма которого приведена в приложении Г. При этом, в протоколе делается заключение о соответствии (или несоответствии) потерь напряжения.

Л.7.3 Результаты измерений, оформленные документально по Л.7.2, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости - административно ответственное лицо (руководитель или главный инженер предприятия, начальник метрологической службы или другое лицо), подпись которого заверяют печатью предприятия.

Приложение Л.1

(рекомендуемое)

Формы записи исходных данных и результатов измерений потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения

Таблица Л.1.1 - Технические данные трансформатора напряжения

Таблица Л.1.2 - Результаты измерений

Таблица Л.1.3 - Результаты определения потерь напряжения

Таблица Л.1.4 - Результаты расчета относительной погрешности измерений потерь напряжения

Л.7.4 Измерения напряжения наводок в линиях присоединения счетчика к трансформатору напряжения

Л.7.4.1 Измерения напряжения наводок выполняют непосредственно после операций по Л.5.2.3 - Л.5.2.5.

Л.7.4.2 Собирают схему измерений, например, для фазы с, показанную на рисунке Л.2. Для этого изменяют схему измерений по Л.4.1.3 (см. рисунок Л.1) в следующем порядке:

- отключают провод фазы с от сборки выводов ТН СВ1 в клеммном шкафу;

- заземляют провод фазы с;

- подключают к проводу фазы с свободную жилу кабеля (d);

- отключают комбинированный прибор V1 типа Щ4300 (см. рисунок Л.1) и подключают вместо него более чувствительный милливольтметр V2 типа B3-38 (см. рисунок Л.2).

Примечание - Рекомендуется для уменьшения влияния помех на входной измерительный кабель (входные провода) высокоомного прибора B3-38 включить параллельно его входу резистор R (на рисунке Л.2 указан пунктиром).

Л.7.4.3 Переключают милливольтметр V2 на необходимый поддиапазон измерений.

Л.7.4.4 Результаты измерений напряжения наводок в фазе с U_эс и значение использованного поддиапазона измерений U'_кс записывают в таблицу Л.3, значение поддиапазона измерений U'_кс записывают в скобках.

Примечание - Как показывает практика, обычно значение напряжения наводок U_э составляет единицы милливольт.

Л.7.4.5 После перехода на следующую фазу, например, на фазу b (а также далее на фазу а) и выполнения измерений по Л.5.2.2 - Л.5.2.5 повторяют операции согласно Л.1.1.2 - Л.1.1.4 для каждой следующей фазы (b и а).

Л.7.4.6 Аналогичным образом выполняют измерения напряжения наводок U_э0 в нулевом проводе кабеля (0).

Л.7.4.7 Результаты измерений напряжения наводок U_э записывают в таблицу Л.3; значение поддиапазона измерений милливольтметра V2 (см. рисунок Л.2) U'_к записывают в скобках.

TV - соединение однофазных ТН или трехфазного ТН с трех- или четырехпроводной вторичной
цепью; СВ1 - сборка выводов ТН в клеммном шкафу; СВ2 - сборка выводов панели счетчиков
на щите управления; а-а', в-в', с-с', 0-0' - рабочие провода кабеля; d-d' - свободная жила кабеля;
V2 - милливольтметр B3-38; R - резистор типа МЛТ-0,5 (ОМЛТ или др.) сопротивлением от 1 до 2 кОм.

Рисунок Л.2 - Схема измерений напряжения наводок при определении потерь
напряжения в цепях напряжения счетчиков

Таблица Л.1.6 - Формулы для определения потерь напряжения во вторичных цепях трансформатора напряжения