Управление электрохозяйством предприятий Красник Валентин
С увеличением срока службы Т электродвигателей приведенный момент времени стремится к 1/рн, что дает основание судить об ограниченном значении приведенного эффекта.
С учетом формул (26) и (27) можно получить математическую зависимость дополнительного экономического эффекта:
По уравнению (29) можно определить оптимальный уровень безотказности работы электродвигателей, который и принимают за максимум дополнительного экономического эффекта:
Для определения оптимальной интенсивности отказов уравнение (29) следует продифференцировать по Х2 с последующим приравниванием производной нулю:
Следовательно,
Из этой формулы видно, что оптимальное значение интенсивности отказов 2опт электродвигателей не зависит от начального значения 1 и определяется только отношением постоянной затрат к средней стоимости отказа.
Если значение 2опт подставить в формулу (29), то после несложных преобразований можно определить максимальный экономический эффект, полученный за счет повышения уровня безотказности работы электродвигателей, и необходимые для этих целей капитальные вложения (см. вычитаемые в формулах (29) и (32)):
Если оптимальная интенсивность отказов 2опт не зависит от начального значения интенсивности отказов 1 электродвигателей, то максимальный экономический эффект уже существенно будет зависеть от 1, что видно из формул (29) и (30):
при 1 = 2опт Umax = 0;
при 1 > 2опт Umax > 0 и с увеличением разницы между 1 и 2опт значение U возрастает;
при 1 < 2опт Umax < 0, что означает отсутствие дополнительного эффекта и наличе ущерба из-за значительных затрат и низкой экономичности работы электродвигателей.
Из уравнения (30) также видно, что максимальный экономический эффект зависит от исходного уровня интенсивности отказов 1 и срока службы электродвигателей, и функционально может быть выражен следующей зависимостью:
где постоянная A = 6,7 (У + ТвЗ + И).
В общем виде зависимость дополнительного экономического эффекта AU от начального значения интенсивности отказов X1 и времени T на основании формулы (29) можно выразить как
Следовательно, формула (33) есть частный случай формулы (34) для одной лишь точки функции, соответствующей оптимальному уровню безотказности работы эксплуатируемых электродвигателей 2опт .
С учетом постоянной А получим, что
Задавшись исходными значениями постоянных А, С и 2, построим график функции
U = f(2, T).
В качестве примера возьмем данные отказов 300 асинхронных двигателей типа AOT 63-4 номинальной мощностью 10 кВт для привода прядильных и крутильных машин.
Априори примем следующие средние значения постоянных:
А = 5-107; С = 10; I1 = 4-10-5 при T = 0 .
Годовое значение числа часов работы T = 6000 ч для 3-сменных предприятий.
В результате получим
Следует отметить, что вычитаемое 1,65 представляет собой дополнительные капиталовложения. Определим
Используя формулу (34), в которой принимаем 2опт, или (33), получим значение максимального экономического эффекта: по формуле (34)
по формуле (33)
В табл. 5 приведены расчетные данные для построения взаимосвязанных графиков функций 2, 2опт , U, Umax , Kmax и K.
На рис. 7 показаны графики взаимосвязанных зависимостей всех величин, приведенных в табл. 5.
Из данных табл. 5 и графиков рис. 7 видно, что со снижением интенсивности отказов дополнительный экономический эффект монотонно возрастает и достигает максимума при 2опт.
Таблица 5
Расчетные данные для построения взаимосвязанных графиков функций 2, 2опт , U, Umax, K и Kmax
На графике рис. 7 можно выделить два многоугольника, один из которых abcdefg характеризует фактические (текущие) значения экономического эффекта, дополнительных капитальных затрат и интенсивности отказов, а другой ABCDEFGH – соответствующие им максимальные и оптимальные значения.
Данные расчетов, приведенные в табл. 5, несколько условны, но становятся достаточно точными, если известны конкретные значения постоянных средних затрат С на повышение безотказности работы электродвигателей и стоимости А отказов. При других значениях этих постоянных, отличающихся от принятых в данном расчете, дополнительный и максимальный экономический эффекты и капитальные затраты, а также оптимальные значения интенсивности отказов электродвигателей несколько изменятся, но общий характер указанных выше соотношений останется прежним.
Расчеты показали, что если затраты на разработку и внедрение спецзащит по повышению уровня безотказности работы электродвигателей составляют малую долю (не выше 1-5 %) общих затрат на технологическое оборудование и если при этом не наблюдаются значительные потери производительности и брака продукции, то в принципе нецелесообразно ограничивать повышение уровня безотказности работы этих электродвигателей из-за чисто экономических соображений.
Рис. 7. Графики взаимосвязей интенсивностей отказов с экономическим эффектом и дополнительными капитальными затратами
Можно считать, что мероприятия по повышению уровня безотказности работы электродвигателей эффективны тогда, когда средние затраты на предупреждение одного отказа меньше среднего удельного ущерба, вызываемого одним отказом.
Наличие полученных математических моделей позволяет экономически обосновать оптимальный уровень безотказной работы приводных электродвигателей (в частности, АД) оборудования и дает возможность разработать необходимый комплекс организационно-технических мероприятий по предупреждению и устранению отказов.
ГЛАВА 13
УСТОЙЧИВОСТЬ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ ПРИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Вопросы устойчивости работы электроприемников тесно связаны с их эксплуатационной надежностью и во многом зависят от показателей качества электроэнергии (ГОСТ 13109-97).
На снижение устойчивости работы электроприемников могут повлиять: несинхронные включения в энергосистемах, различные аварийные ситуации (КЗ затяжного характера, выпадение одной из фаз питающей сети и др.), режимы работы и мощности КУ, взаимное влияние режимов работы самих электроприемников (в частности, АД) и т. д.
Оценим условия устойчивости работы наиболее массового вида электроприемников на предприятиях – приводных АД при наличии компенсации реактивной мощности с помощью КУ.
Устойчивость работы АД может нарушиться как в установившемся, так и в динамическом режимах его работы. Динамическая устойчивость АД характеризуется его способностью к восстановлению нормальной частоты вращения после соответствующих аварийных ситуаций в электроустановках.
Проверка устойчивости работы электроприемников, в частности, АД, при наличии КУ заключается в соблюдении следующего неравенства:
где Q – реактивная мощность, потребляемая асинхронным двигателем, квар.
Выполнение данного требования заключается в том, что любое случайное снижение напряжения вызывает избыток реактивной мощности, приводящий к возрастанию напряжения, пока его значение не установится.
Реактивная мощность, потребляемая АД, состоит из:
реактивной мощности намагничивания Q не зависящей от нагрузки, квар:
где X – индуктивное сопротивление ветви намагничивания АД, Ом;
реактивной мощности рассеяния Qr зависящей от нагрузки, квар:
где X – реактивное сопротивление АД, Ом; s – скольжение АД; sKp – критическое скольжение АД.
Электромагнитный момент вращения АД М при изменении напряжения определяется по известной упрощенной формуле Клосса:
где MKp – максимальный (критический) вращающийся момент АД при номинальном напряжении Uном.
Из формулы (37) видно, что реактивная мощность прямо пропорциональна квадрату напряжения:
Если в формулу (38) подставить значения Sкр/S из формулы (39), то после несложных преобразований получим:
Из формулы (41) видно, что мощность рассеяния АД обратно пропорциональна квадрату напряжения:
Установившийся режим работы АД определяется условием равенства вращающего момента и момента сопротивления приводимого механизма, т. е. точкой пересечения двух моментных характеристик.
Таким образом, при данном моменте сопротивления у любого АД имеет место какой-то критический режим, характеризующийся тем, что при дальнейшем снижении напряжения работа АД становится неустойчивой.
Исходя из этого, критический режим АД можно выразить двумя следующими условиями:
Из формулы (40) следует, что нарушение устойчивости АД может иметь место еще раньше, при каком-то напряжении в точке, когда
В этом случае очевидно, что анализ устойчивости целесообразно проводить по формуле (36).
Сравним статические характеристики источников и приемников электроэнергии до и после компенсации реактвной мощности.
Статические характеристики источников электроэнергии (например, генераторов) определяются из баланса напряжений в начале U1 и конце U2 линии с учетом потерь напряжения AU, а именно:
Возводя обе части уравнения в квадрат, имеем:
После алгебраических преобразований относительно Q получаем уравнение вида
Подставив эти значения в формулу (46), окончательно получим:
Знак «плюс», полученный в результате извлечения корня, относится к нестабильной части статической характеристики.
Статические характеристики нагрузки можно также выразить уравнением вида (46). Они характеризуются двумя величинами: коэффициентом наклона характеристики и значением напряжения Umin, при котором статическая характеристика достигает минимума.
Затем характеристики источников и приемников можно сложить, в результате получается обобщенная характеристика источников и приемников электроэнергии до компенсации реактивной мощности.
После установки КУ для компенсации реактивной мощности выражение (44) (при условии сохранения напряжения в конце линии на том же уровне U2, что достигается в том случае, если после включения КУ напряжение U2 восстанавливается, например, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов) примет следующий вид:
Возводя обе части уравнения (49) в квадрат, получаем:
Преобразовывая уравнение (50) относительно Q, получаем уравнение вида (46), но со скорректированными коэффициентами, а именно:
Подставив значения этих коэффициентов в уравнение (51), получим:
где мощность КУ определяется по известной формуле:
Поскольку Qку = U2, а промышленная частота f = 50 Гц, то окончательно получим уравнение статической характеристики после компенсации реактивной мощности при помощи КУ:
Зная значения коэффициентов a, a', b, b', c, c', можно по уравнениям (46), (51) и (54) вычислить для различных значений наложения U2 статические характеристики до и после компенсации реактивной мощности.
Анализ формул статических характеристик электроприемников до и после компенсации реактивной мощности показывает, что компенсация у промышленных электроприемников при помощи КУ приводит к изменению статических характеристик системы и нагрузки. При компенсации реактивной мощности критическое напряжение Umin приближается к номинальному значению и угол наклона статической характеристики возрастает, причем с повышением степени компенсации, а также с увеличением эквивалентного сопротивления сети эффект возрастает.
Таким образом, компенсация реактивной мощности при помощи КУ приводит к снижению запаса устойчивости электрической системы.
Специалистами в этой области было выявлено, что увеличение мощности КУ в целях компенсации реактивной мощности при поддержании постоянным уровня напряжения отрицательно отражается на устойчивости нагрузки в том случае, если общее индуктивное сопротивление X1 (в основном сопротивление понижающих трансформаторов и линий) превышает внешнее эквивалентное индуктивное сопротивление нагрузки X2, т. е.
X1 > X2. (55)
Из этого неравенства видно, что с увеличением X1(а это может иметь место при подключении КУ для компенсации реактивной мощности или при снижении X2, что может иметь место при увеличении коэффициента трансформации трансформаторов) устойчивость нагрузки уменьшается.
Отсюда следует, что применение конденсаторов может оказаться недопустимым из-за пониженных запасов устойчивости (особенно у АД, у которых в процессе работы при такой ситуации могут возникнуть явления самоотключения, «опрокидывания», торможения и т. п.).
Такие явления следует учитывать руководителям и специалистам энергослужб предприятий (организаций) при эксплуатации электроустановок, особое внимание обращая на данное обстоятельство при заключении договоров энергоснабжения при фиксировании условий генерации и потребления реактивной мощности.
ГЛАВА 14
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТНОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
14.1. Правила учета электрической энергии
Расчеты за потребляемую электроэнергию являются одной из основополагающих позиций договорных взаимоотношений между потребителем и энергоснабжающей организацией, учитывающих интересы обеих сторон.
Требования к расчетным приборам учета электроэнергии являются многогранными и включают в себя достоверность и точность определения расхода электроэнергии с учетом ее потерь в электрических сетях, открытости и доступности результатов измерений на всех этапах производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
Эти вопросы находятся в центре внимания на самом высоком государственном уровне и отражены в ряде законодательных правительственных документов, в том числе:
в Законе Российской Федерации «Об энергосбережении» № 28-ФЗ, принятом Государственной Думой 13 марта 1996 г., в котором указана необходимость обеспечения обязательного приборного учета всего объема производимых и потребляемых энергоресурсов;
в статьях 541, 543 и 544 Гражданского кодекса, в которых подчеркивается, что количество переданной электрической энергии определяется в соответствии с данными приборов учета о ее фактическом потреблении и т. д.;
в постановлении Правительства Российской Федерации от 02.11.95 № 1087 «О неотложных мерах по энергосбережению», на базе которого действуют Правила учета электрической энергии [18];
в Законе Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений», который устанавливает правовые основы обеспечения единства измерений в Российской Федерации, регулирует отношения государственных органов управления РФ с юридическими и физическими лицами по вопросам изготовления, выпуска, эксплуатации, ремонта, продажи и импорта средств измерений и направлен на защиту прав и законных интересов граждан, установленного правопорядка и экономики РФ от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений;
в Законе Российской Федерации «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», принятом Государственной Думой 10 марта 1995 г., который определяет экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ;
в других законодательных, правовых и подзаконных актах, а также в государственных стандартах и ряде нормативно-технической документации.
Настоящие Правила учета электрической энергии определяют общие требования к организации ее учета и взаимосвязь между основными нормативно-техническими документами, действующими в этой области.
Допускается на основании действующих правовых и нормативно-технических документов ведомствами разрабатывать и утверждать в установленном порядке в пределах своей компетенции ведомственные нормативно-технические документы в области учета электроэнергии, не противоречащие утвержденным Правилам учета электрической энергии. Если эти документы содержат требования межведомственного характера, они должны быть согласованы в установленном порядке с Ростехнадзором.
Правила учета электрической энергии являются обязательными при:
осуществлении производства, передачи, распределении и потреблении электрической энергии;
выполнении проектных, монтажных, наладочных и ремонтных работ по организации учета электрической энергии;
обеспечении эксплуатации средств учета электрической энергии.
Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о ее производстве, передаче, распределениии потреблении на оптовом и розничном рынках для решения следующих основных технико-экономических задач:
финансовых расчетов за электроэнергию и мощность между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии с учетом ее качества;
определения и прогнозирования технико-экономических показателей производства, передачи и распределения электроэнергии в энергетических системах;
определения и прогнозирования технико-экономических показателей потребления электроэнергии на предприятиях промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытовым сектором и др.;
обеспечения энергосбережения и управления электропотреблением.
Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества электроэнергии (и в необходимых случаях средних значений мощности):
выработанной генераторами электростанций;
потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) электростанций и подстанций, а также на производственные нужды энергосистемы;
отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к потребителям;
переданной в сети других собственников или полученной от них;
отпущенной потребителям из электрической сети;
переданной на экспорт и полученной по импорту.
Организация учета активной электроэнергии должна обеспечивать возможность:
определения поступления электроэнергии в электрические сети различных классов напряжения энергосистем;
составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистем и потребителей;
контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и балансов электроэнергии;
расчетов потребителей за электроэнергию по действующим тарифам, в том числе многоставочным и дифференцированным;
управления электропотреблением.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.
Учет электроэнергии производится на основе измерений с помощью счетчиков электрической энергии и информационно-измерительных систем.
Для учета электроэнергии должны использоваться средства измерений, типы которых утверждены Госстандартом России и внесены в Государственный реестр средств измерений.
К средствам учета относится совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно-измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.
Организация учета электроэнергии на действующих, вновь сооружаемых, реконструируемых электроустановках должна осуществляться в соответствии с требованиями действующей НТД в части:
мест установки и объемов средств учета электроэнергии на электростанциях, подстанциях и у потребителей;
классов точности счетчиков и измерительных трансформаторов;
размещения счетчиков и выполнения электропроводки к ним.
Учет активной и реактивной энергии и мощности, а также контроль качества электроэнергии для расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем производится, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети.
Для повышения эффективности учета электроэнергии в электроустановках рекомендуется применять автоматизированные системы учета и контроля электроэнергии, создаваемые на базе электросчетчиков и информационно-измерительных систем.
Лица, выполняющие работы по монтажу и наладке средств учета электроэнергии, должны иметь лицензию на проведение данных видов работ, т. е. документ, удостоверяющий право заниматься указанными видами деятельности, выдаваемый юридическим и физическим лицам органом государственной метрологической службы.
Средства учета электрической энергии и контроля ее качества должны быть защищены от несанкционированного доступа для исключения возможности искажения результатов измерений.
Организация эксплуатации средств учета электроэнергии должна вестись в соответствии с требованиями действующих НТД и инструкций заводов-изготовителей.
Эксплуатационное обслуживание средств учета электроэнергии должно осуществляться специально обученным персоналом.
При обслуживании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими правилами.
На основании действующих правовых и нормативно-технических документов ведомства могут разрабатывать и утверждать в пределах своей компетенции ведомственные НТД в области учета электроэнергии, не противоречащие настоящим правилам.
В сроки, установленные Госстандартом России, необходимо производить периодическую проверку средств измерений, используемых для учета электрической энергии и контроля ее качества. Перестановка, замена или изменение схем включения средств учета осуществляется с согласия энергоснабжающей организации.
Помимо Правил учета электрической энергии действует Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), которая содержит основные положения по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, устанавливает требования к организации, составу и правилам эксплуатации систем учета электроэнергии и мощности. Типовая инструкция предназначена для персонала акционерных обществ энергосистем, проектных организаций и потребителей электроэнергии.
Представители Ростехнадзора имеют право доступа к приборам учета электроэнергии, измерительным комплексам и системе учета в целом на всех электростанциях, подстанциях и предприятиях, расположенных в зоне обслуживания, для выполнения инспекционных и регламентных работ с участием персонала соответствующего энергообъекта (электроустановки).
Каждый измерительный комплекс учета электроэнергии, введенный по нормальной или временной схеме размещения приборов расчетного и технического учета электроэнергии, должен иметь технический паспорт-протокол следующей формы.
ПАСПОРТ-ПРОТОКОЛ
измерительного комплекса
Настоящие Правила учета электрической энергии согласованы с Госстандартом России, Главгосэнергонадзором России и РАО «ЕЭС России» и утверждены в Минтопэнерго Российской Федерации и в Минстрое Российской Федерации.
14.2. Приборы учета электрической энергии
В качестве расчетных и технических (контрольных) средств учета на предприятиях (организациях) используются электросчетчики одно-и трехфазного тока в основном двух типов: индукционные и электронные (1-, 2– и многотарифные), находящие все более широкое применение.
Индукционные трехфазные счетчики активной и реактивной энергии, применяемые в качестве расчетных приборов учета, должны иметь класс точности не ниже 2,5 (0,5; 1,0; 2,0 и 2,5) для активной и не ниже 3 (1,5; 2,0 и 3,0) для реактивной энергии.
Индукционным называется счетчик, в котором магнитное поле неподвижных токопроводящих катушек влияет на подвижный элемент из проводящего материала. Обычно это диск, по которому текут токи, индуцированные магнитным полем катушек.
В соответствии с ГОСТ 6570-75 счетчики характеризуются:
постоянной счетчика С, т. е. числом ватт-секунд, ватт-часов или киловатт-часов, приходящихся на один оборот диска прибора;
передаточным числом А, т. е. числом оборотов диска, которое он должен сделать, чтобы показание счетчика изменилось на 1 кВт-ч;
коэффициентом K счетчика, т. е. числом, на которое нужно умножить показания счетчика, чтобы получить фактический расход электроэнергии, кВт-ч.
Постоянную счетчика С можно вычислить, используя маркировку на его щитке, по формулам, приведенным в табл. 6.
Таблица 6
Формулы для определения постоянной счетчика С
Одним из недостатков индукционных счетчиков является наличие у них самохода, который представляет собой движение диска счетчика под действием напряжения, поданного на зажимы цепи напряжения, при отсутствии тока в шоковой цепи счетчика.
В соответствии с ГОСТ 6570-75 диск счетчика не должен совершать более одного полного оборота при отсутствии тока в последовательной (токовой) цепи и при любом напряжении от 80 до 110 % номинального.
Индукционные счетчики относятся к ремонтируемым невосстанавливаемым на объекте изделиям, которые должны иметь среднюю наработку до отказа не менее:
25 000 ч – для трехфазных счетчиков класса точности 0,5;
33 300 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,0; для трехфазных счетчиков активной энергии кл. 1,0 и кл. 2,0;
37 500 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,5 и трехфазных счетчиков реактивной энергии кл. 1,5 и кл. 2,0;
50 000 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,0 и трехфазных счетчиков реактивной энергии кл. 3,0.
Средний срок службы до первого капитального ремонта должен быть не менее:
30 лет – для однофазных счетчиков кл. 2,0; для трехфазных счетчиков кл. 2,0 и кл. 3,0 по требованию потребителя;
27 лет – для трехфазных счетчиков кл. 2,0 и кл. 3,0;
25 лет – для однофазных счетчиков кл. 2,5;
22 года – для трехфазный счетчиков кл. 0,5, кл. 1,0 и кл. 1,5.
Индукционные счетчики могут применяться в трех или четырех-проводных сетях, в сетях с изолированной или глухозаземленной нейтралью, что можно определить по обозначению счетчика, а именно:
СА3 – трехфазный непосредственного включения или трансформаторный трехпроводный активной энергии;
СА4 – то же, четырехпроводный;
СР4 – трехфазный непосредственного включения или трансформаторный трех– и четырехпроводный реактивной энергии;
СА3У – трехфазный трансформаторный универсальный (со вторичным или смешанным счетным механизмом) трехпроводный активной энергии;
СА4У – то же, четырехпроводный;
СР4У – трехфазный трансформаторный универсальный (со вторичным или смещенным механизмом) трех– и четырехпроводный реактивной энергии.
Трансформаторным называется счетчик, предназначенный для включения через один или несколько измерительных трансформаторов.
Счетчики электронного типа одно– и трехфазные новейшей конструкции являются перспективными в условиях рынка сбыта и потребления электроэнергии, вследствие чего они все более интенсивно стали вытеснять индукционные приборы учета. Эти счетчики могут включаться в сеть непосредственно или через измерительные трансформаторы.
В соответствии с ГОСТ 30207-94 на электронные (статические) счетчики трансформаторным называется счетчик, предназначенный для включения через измерительные трансформаторы с заранее заданными коэффициентами трансформации. Показания счетчика в этом случае должны соответствовать значению энергии, прошедшей через первичную цепь.
Трансформаторным универсальным счетчиком называется счетчик, предназначенный для включения через измерительные трансформаторы, имеющие любые коэффициенты трансформации. Для определения энергии, прошедшей через первичную цепь, необходимо показания счетчика умножить на произведение коэффициентов трансформации.
Основным достоинством электронных счетчиков является дифференцированный тариф учета электроэнергии (одно-, двух– и более тарифный), который обеспечивается с помощью внешнего устройства переключения тарифов (например, УПТ 12-100 в электросчетчике типа СЭТ4-2). Нагрузочная способность такого устройства переключения тарифов составляет от 1 до 30 счетчиков.
Многотарифный счетчик представляет собой счетчик электрической энергии, снабженный набором счетных механизмов, каждый из которых работает в установленные интервалы времени, соответствующие различным тарифам.
Электронный счетчик может использоваться в качестве датчика приращения потребления электроэнергии для дистанционных информационно-измерительных систем и систем учета и распределения электроэнергии.
В соответствии с ГОСТ 30207-94 счетчики электронного типа имеют стандартизированное название – статический счетчик, т. е. счетчик, в котором ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. В настоящем стандарте указаны электронные счетчики в соответствии с их обозначением классов точности, т. е. 1 и 2.
Постоянной статического (электронного) счетчика называется значение, выражающее соотношение между энергией, учитываемой счетчиком, и числом импульсов на испытательном стенде.
Постоянная счетчика выражается либо в импульсах на киловатт-час [имп/(кВт-ч)], либо в ватт-часах на импульс [(Вт-ч)/имп].
В табл. 7 и 8 приведены стандартные (по ГОСТ 30207-94) значения номинальных напряжений и токов, т. е. тех величин, которые являются исходными при установлении требований к счетчикам.
Таблица 7
Стандартные значения номинальных напряжений
Таблица 8
Стандартные значения номинальных токов
Максимальный ток для счетчиков непосредственного включения, т. е. наибольшее значение тока, при котором счетчик удовлетворяет требованиям точности, установленным в ГОСТ 30207-94, это предпочтительно целое, кратное номинальному току (например, 4-кратному номинальному току).
Если счетчик работает от трансформатора(ов) тока, необходимо подобрать диапазон тока счетчика в соответствии с диапазоном тока вторичной обмотки трансформатора(ов) тока. Максимальный ток в этом случае равен 1,2Iном ; 1,5Iном или 2Iном .
Зажимы счетчика должны обеспечивать подключение до двух медных или алюминиевых проводов с суммарным сечением до 5 мм. Все зажимы, предназначенные для подключения к измерительным трансформаторам напряжения, должны быть раздельными и иметь отверстия диаметром не менее 4,2 мм.
Зажимы трехфазных счетчиков, предназначенных для включения с трансформаторами тока, должны обеспечивать раздельное включение цепей напряжения и тока; диаметр отверстий зажимов для этих цепей должен быть не менее 3,5 мм.
Средний срок службы до первого капитального ремонта и средняя наработка до отказа у статических счетчиков примерно такие же, что и у индукционных счетчиков. Например, для электронного счетчика непосредственного включения типа СЭТ4-1 (5-60)А эти значения соответственно составляют 24 года и 55 000 ч.
На рис. 8, а в качестве примера приведена схема непосредственного подключения счетчика типа СЭТ к четырехпроходной трехфазной сети.
В однотарифных счетчиках типа СЭТ4-1 цепь управления состоянием счетных механизмов (цепь переключения тарифов) не используется и зажим 14 на схеме рис. 8, а не устанавливается.
Выходные каскады основного и поверочного выходов счетчика реализованы на транзисторах с «открытыми» коллекторами.
К выходным устройствам электронных счетчиков относятся:
испытательный выход – устройство, которое может быть использовано для испытания счетчика;
индикатор функционирования – устройство, выдающее визуально наблюдаемый сигнал функционирования счетчика;
запоминающее устройство – элемент, предназначенный для хранения цифровой информации;
энергонезависимое запоминающее устройство – запоминающее устройство, которое может сохранять информацию при отключении источника питания.
Читать бесплатно другие книги:
