Методические рекомендации к практическим занятиям по теме 1. Учет и реализация электрической энергии
учебно-методический материал по теме

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

государственное образовательное бюджетное учреждение

среднего профессионального образования Амурской области

«Райчихинский индустриальный техникум»

Методические рекомендации

к практическим занятиям по

теме 1. Учет и реализация электрической энергии.

МДК. 03.02.Учет и реализация электрической энергии

ПМ 03 Контроль и управление технологическими процессами производства, передача и распределение электроэнергии в электроэнергетических системах

для студентов специальности

140407 «Электрические станции, сети и системы»

г. Райчихинск

2012 г

Автор:

Ершова Е. В.,

преподаватель

Содержание

Пояснительная записка

  В соответствии с Типовым положением об образовательном учреждении среднего профессионального образования (среднем специальном учебном заведении), утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2001 года № 160, к основным видам занятий наряду с другими отнесены и практические занятия.

В процессе практического занятия как вида учебного занятия студенты выполняют одно или несколько практических заданий под руководством преподавателя в соответствии с изучаемым содержанием учебного материала.

Выполнение студентами практических занятий направлено на:

•   обобщение, систематизацию, углубление, закрепление полученных теоретических знаний по теме «Учет и реализация электрической энергии»:
•   формирование умений применять полученные знания на практике;
•   развитие интеллектуальных умений у будущих специалистов;
•   выработку при решении поставленных задач таких профессиально значимых качеств, как самостоятельность, ответственность, точность.

По теме «Учет и реализация электрической энергии» предусмотрено 24 часа выполнения практических занятий.

Темы практических  и семинарских занятий

Практическое занятие № 1

Тема: Энергонадзор и его функции.

Цель: Изучить функции энергонадзора.

Вопросы к семинару:

1. Понятие энергонадзора.
2. Основные задачи Госэнергонадзора.
3. Что входит в систему Госэнергонадзора.
4. Функции органов и учреждений Госэнергонадзора.

Практическое занятие № 2

Тема: Выбор оптимального режима технологических процессов в соответствии с нагрузкой на электрооборудование.

Цель: Научиться делать верный выбор оптимального режима технологических процессов в соответствии с нагрузкой на электрооборудование.

Порядок проведения занятия

1. Контроль знаний основных теоретических положений по расчету электрических цепей постоянного тока, изложенных на лекции и в учебниках.
2. Решение типовых задач совместно со студентами.
3. Самостоятельное решение каждым студентом индивидуальных задач.

Контроль знаний основных теоретических положений

1. Определение коэффициента мощности.
2. Причины снижения величины коэффициента мощности.
3. Способы повышения коэффициента мощности.
4. Как рассчитываются потери мощности на нагревание проводов?

(Потери мощности на нагревание проводов пропорциональны квадрату тока  , где I - полный ток, протекающий по проводу, A; R - сопротивление линии, Ом.

Величина тока I обратно пропорциональна cosφ).

Решение типовых задач совместно со студентами

Задача 1: На промышленном предприятии установлены асинхронные двигатели суммарной мощностью 12000 кВт. Определить необходимую мощность трансформаторов для случаев работы двигателей с cosφ1 =0,9 и с cosφ2 =0,75.

Определяем полную мощность трансформаторов для обоих случаев

Разница в 2667 кВА должна быть покрыта за счет установки более мощных трансформаторов, в то время как полезная мощность остается постоянной (12000 кВт).

Задача 2: Определить потери электрической энергии в линии сопротивлением R = 4 Ом по данным задачи 1 при напряжении 35 кВ и убытки при работе с заниженным cosφ.

Определяем полный ток для обоих случаев:

Определяем потери мощности для первого и второго случаев:

Разность потерь мощности составит

Соответственно разность потерь энергии за год составит

,

где Т - число часов работы линии в году, ч.

Убытки за счет низкого cosφ за один год составят (при стоимости электрической энергии С=2,83руб. кВт·ч).

.

Задача 3: Определить активную мощность трансформатора мощность 360 кВА при cosφ1=0,8 и cosφ2=0,6.

Определяем активную мощность для каждого случая:

Вывод: Следовательно, чем ниже cosφ тем хуже используется установленная мощность оборудования. Таким образом, каждое предприятие должно быть заинтересовано в повышении коэффициента мощности как отдельных потребителей, так и всего промышленного объекта.

Задача 4: Среднесуточный коэффициент мощности предприятия

 сosφ1 = 0,74. Суммарная мощность потребителей 4500 кВт. Асинхронный двигатель мощностью 520 кВт, cosφдв = 0,85 заменен синхронным двигателем гай же мощности, работающим с опережающим cosφс =0,8. Определить новый среднесуточный коэффициент мощности предприятия cosφ2 .

Определяем потребляемую реактивную мощность до замены асинхронного двигателя синхронным

Определяем реактивную мощность асинхронного двигателя

Определяем реактивную мощность синхронного двигателя
 

знак минус указывает, что сдвиг фаз отрицательный. Определяем реактивную мощность после замены

,

cosφ2 предприятия составит  , cosφ2= 0,805.

Искусственные способы повышения cosφ осуществляются путем установки на предприятиях специального электрооборудования, компенсирующего реактивную мощность.

Регулируемая компенсация реактивной мощности обеспечивается с помощью шунтовых устройств, подключаемых к шинам подстанции или нагрузки параллельно. Эти устройства можно разделить на две принципиально отличные друг от друга группы. К первой группе источников реактивной мощности (ИРМ) относятся вращающиеся синхронные машины: синхронные генераторы электростанций, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели. Эти устройства позволяют плавно регулировать реактивную мощность как в режиме генерирования, так и потребления. Ко второй группе относятся статические ИРМ или статические компенсаторы реактивной мощности. К ним относятся конденсаторные батареи, реакторы, но не токоограничивающие. устройства на базе преобразователей (выпрямители, инверторы) с искусственной коммутацией тиристоров или их комбинации.

Самостоятельное решение каждым студентом индивидуальных задач (карточки прилагаются).

Практическое занятие № 3

Тема: Анализ влияние качества электроэнергии на работу электроприемников.

Цель: Составить таблицу и сравнить показатели качества электроэнергии.

Обеспечение: раздаточный материал.

Практическое занятие № 4

Тема: Подбор мощности устройства компенсации реактивной мощности.

Цель: Научиться подбирать мощность устройств компенсации реактивной мощности.

Обеспечение: таблицы, калькулятор.

Краткие теоретические сведения

Применение установок для компенсации реактивной мощности позволяет:

• снизить оплату за потребление электроэнергии;
• уменьшить потери энергии на линиях электропередачи, в кабелях, трансформаторах и распределительном оборудовании за счет уменьшения фазных токов;
• снизить провалы напряжения;
• увеличить срок службы трансформаторов за счет снижения температуры перегрева обмоток;
• подключить дополнительную нагрузку за счет снижения тока потребляемого от силового трансформатора;
• для проектируемых объектов снизить затраты на закупку кабелей за счет уменьшения их сечения;
• подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;
• улучшить качество электроэнергии.

Установки допускают длительную работу:

- при повышении действующего значения напряжения до 1,1 номинального;

- при повышении действующего значении тока до 1,3 номинального, получаемого как за счет повышения напряжения, так и за счет высших гармоник, или того и другого вместе, независимо от гармонического состава тока;

- с учетом предельного отклонения по емкости плюс 5% наибольший допустимый ток может быть до 1,3 номинального тока установки.

Основные виды защит

· от токовых перегрузок конденсаторов;

· тепловая (от перегрева конденсаторов);

· от протекания по конденсаторам токов высших гармоник;

· от пропадания напряжения питающей сети.

Применение установок компенсации реактивной мощности КРМ необходимо на предприятиях, использующих:

Асинхронные двигатели (cosφ ~ 0.7)

Асинхронные двигатели, при неполной загрузке (cosφ ~ 0.5)

Выпрямительные электролизные установки (cosφ ~ 0.6)

Электродуговые печи (cosφ ~ 0.6)

Индукционные печи (cosφ ~ 0.2-0.6)

Водяные насосы (cosφ ~ 0.8)

Компрессоры (cosφ ~ 0.7)

Машины, станки (cosφ ~ 0.5)

Сварочные трансформаторы (cosφ ~ 0.4)

Лампы дневного света (cosφ ~ 0.5-0.6)

Основные принципы по подбору УКМ

При подборе  конденсаторной установки УКМ 58  необходимая суммарная мощность Q определяется следующим образом.

Qc = P ·(tgφ1-tgφ2).

Здесь Р – потребляемая активная мощность в цепи.

S и S´ – полная мощность до и после компенсации соответственно;

QC – требуемая емкостная мощность;

QL и QL´ – индуктивная составляющая реактивной мощности до и после компенсации.

Значение (tgφ1-tgφ2) определяется, исходя из значений cosφ1 и cosφ2.

cosφ1 – коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств (действующий коэффициент мощности);

cosφ2 – коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый предприятием энергоснабжения коэффициент мощности).

Таким образом, формулу можно записать в следующем виде:

где k – коэффициент, получаемый из таблицы в соответствии со значениями коэффициентов мощности cosφ1 и cosφ2.

Например,

Активная мощность в сети 300  кВт.

Действующий cosφ= 0,7 до компенсации.

Требуемый  cosφ= 0,96 .

По таблице 1, вычисляем коэффициент k

Таблица 1

Определяем из таблицы значение коэффициента k = 0,73.

Следовательно, требуемая мощность конденсаторной установки УКМ 58  Qc=0,73 x 300 = 219кВАр.

При расчете следует учитывать,  что обычно не рекомендуется компенсировать реактивную мощность полностью (до cosφ=1), так как при этом возможна перекомпенсация (за счет переменной величины активной мощности нагрузки и других случайных факторов). Обычно стараются достигнуть значения cos(ф) =0,90…0,95

Основные серии устройств компенсации реактивной мощности УКМ 58 0.4 и КРМ 0.4.

Комплектные конденсаторные установки напряжением 0.4 кВ с автоматическим регулированием

Примечание: У - установка конденсаторная: КМ - регулируется по РМ: 58 - конструктивное исполнение: 04 - номинальное напряжение, кВ: 200 -поминальная мощность, квар: 33.3 - мощность ступени регулирования, квар: У - климатическое исполнение (умеренное): З - для внутренней установки

Решение типовых задач совместно со студентами

Пример 1: Необходимо определить номинальную мощность Qк конденсаторной батареи, необходимой для повышения коэффициента мощности до значения 0,95 на предприятии с трехсменным равномерным графиком нагрузки. Среднесуточный расход электроэнергии Аа = 9200 кВтч; Ар = 7400 кварч. Конденсаторы установлены на напряжение 380 В.

Среднесуточная нагрузка

Pср = Аа/24 = 9200/24 = 384 кВт.

Мощность конденсаторных батарей

Qк = P (tgφ1 - tgφ2) = 384 (0,8 - 0,33) = 181 квар,

где tgφ1 = Ар/Аа = 7400/9200 = 0,8,

Выбираем трехфазные конденсаторы типа KM1-0,38-13 каждый номинальной мощностью 13 квар на напряжение 380 В. Число конденсаторов в батарее n = Q/13 = 181/13 = 14

Примечание: Расшифровка обозначения типа конденсатора: К — косинусный М (С) — с пропиткой маслом (синтетической жидкостью); цифра 1 или 2 — исполнение в корпусе 1-го или 2-го габарита; цифра после первого дефиса — рабочее напряжение в кВ цифра после второго дефиса — реактивная мощность конденсатора в квар.

Мощность различных конденсаторных установок для среднесуточной нагрузки можно найти в электротехнических справочниках и каталогах производителей.

Пример 2:

Активная мощность 300 кВт.

Действующий cos(ф) = 0,7.

Требуемый (желаемый) cos(ф) = 0,96.

Определяем из таблицы значение коэффициента k = 0,73.

Следовательно, требуемая мощность конденсаторной установки КРМ-0,4 (УКМ-58) Qc=0,73· 300 = 219кВАр.

Самостоятельное решение каждым студентом индивидуальных задач (карточки прилагаются).

Практическое занятие № 5 - 6

Тема: Расчет  экономического эффекта конденсаторных установок компенсации реактивной мощности.

Цель: Научиться определять экономический эффект от внедрения  конденсаторных установок компенсации реактивной мощности.

Обеспечение: таблицы, калькулятор. 

Краткие теоретические сведения

Большинство электрических устройств используемых в разных отраслях промышленности (таблица 1 и 2) наряду с активной мощностью потребляют и реактивную мощность (смешанная нагрузка). Наличие смешанной нагрузки приводит к необходимости использовать более мощные трансформаторы и кабели, а также вызывает следующие негативные последствия:

• Увеличение потребляемой мощности;
• Увеличение падения напряжения и потерь на нагревание в кабелях;
• Сокращение срока службы оборудования;
• Увеличение на 30-60% суммы платежа на потребляемую электроэнергию  Компенсация реактивной мощности является одним из наиболее доступных, эффективных и простых способов энергосбережения и снижения себестоимости выпускаемой продукции.

Для реализации задачи компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ предприятие ЗАО "Электроинтер" рекомендует использовать и предлагает к поставке конденсаторные установки типа УК, УКМ58, УКМФ58; - на стороне 6,3 и 10,5 кВ установки типа УКЛ(П)56, УКЛ(П) 57

Коэффициент мощности нескомпенсированного оборудования

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Расчет Экономического эффекта от установки УКМ

 (совместно со студентами)

 Пример:

 Исходные данные:

Еw = 300000 кВт·ч – показания счетчика активной энергии

Eq = 400000 кВт·ч – показания счетчика реактивной энергии

Т = 600 ч – период снятия показания счетчиков электроэнергии (месяц), час.

Расчет до компенсации реактивной мощности

 Результирующая средняя активная мощность -

P = Ew / T = 300000 кВ·ч / 600ч = 500кВт

 Исходный коэффициент мощности пересчитывается из:

cosj1 = [(Eq / Ew)2 + 1] -1/2 = [(400000кВАр·ч / 300000кВт·ч)2 + 1] -1/2 = 0,6

 Результирующая средняя реактивная мощность –

Q1 = Eq / T = 400000кВАр·ч / 600ч = 666,7кВАр

 Оплата за реактивную мощность за час –

Э1 = Q1kq x 1,18(НДС) = 666,7кВАр х 0,10 руб/кВАр x 1,18 = 78,67руб

 где - kq = 0,10 руб./кВАр - тариф за оплату реактивной энергии.

 Оплата за месяц -

Э1м = Э1 x Т = 78,67 руб х 600ч = 47202 руб/мес.

 Полная мощность -

S1 = P1 / cosj1 = 500кВт / 0,6 = 833,33кВА

Расчет после компенсации реактивной мощности

 Выполним расчет экономической эффективности от применения установки для компенсации реактивной мощности (УКМ). Меняем коэффициент мощности с 0,6 на 0,9.

 Если исходить из того, что полная мощность остается неизменной, т.е. мы не покупаем более мощный трансформатор и т.д., (S1 = S2 = 833,33 кВА) а идем по пути компенсации реактивной мощности то:

Р2 = S2cosj2 = 833,33 кВА·0,9 = 749,99кВт

 Реактивная мощность после компенсации –

Q22 = S22 - P22 = 833,332 - 749,992,       Q2 = 363,24кВАр

 Оплата за реактивную мощность за час –

Э2 = Q2kq x 1,18(НДС) = 363,24кВАр х 0,10 руб/кВАр x 1,18 = 42,86руб

 Оплата за месяц (600 часов)

Э2м 600ч = Э2 x Т = 42,86 руб х 600ч = 25716 руб/мес.

Определение требуемой мощности конденсаторной установки

 Для определения реактивной мощности, необходимой для расчета желаемого коэффициента мощности действует следующая формула:

Qc = P·K,

 где Р – активная мощность компенсируемого потребителя,

Qc – реактивная мощность требуемого компенсирующего конденсатора,

 cosj1 – коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств,

 cosj2 – коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый энергосистемой коэффициент).

 Коэффициент К выбирается из таблицы №3.

 Для улучшения коэффициента мощности от 0,6 до 0,9 выбирается из таблицы коэффициент 0,849.

 Таким образом, получается значение мощности конденсатора (УКМ)

Qc = P2·K = 500кВт·0,849 = 425кВАр

 Срок окупаемости конденсаторной установки оценивается следующим образом:

Tок = Эукм / (Э1м - Э2м) = 140000руб / (47202руб/мес - 25716руб/мес) = 6,5мес

Самостоятельное решение задач в парах (карточки прилагаются).

Практическое занятие № 7

Тема: Изучение приборов контроля качества электрической энергии.

Цель: Изучить приборы необходимые для контроля качества электрической энергии.

Краткие теоретические сведения

Прибор 1: Наименование: Прибор ППКЭ-1-50.М

Назначение:

     Прибор контроля показателей качества электрической энергии ППКЭ-1-50.М предназначен для измерения, контроля и регистрации основных и вспомогательных показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по ГОСТ 13109-97 в однофазных и трехфазных электрических сетях с номинальной частотой 50 Гц.

Рабочие условия применения:

- температура окружающего воздуха, °С от –20 до 40;

 - относительная влажность, % от 30 до 80.

Описание:

 Прибор ППКЭ-1-50.М представляет собой двухпроцессорную микроЭВМ с блоком гальванически развязанных аналого-цифровых преобразователей. Основой прибора является сигнальный процессор обработки сигналов (DSP). Он управляет модулем аналого-цифрового преобразования (АЦП) и производит обработку полученных с АЦП сигналов. МикроЭВМ осуществляет управление всеми периферийными устройствами: жидкокристаллическим дисплеем, клавиатурой, интерфейсом RS232C, параллельным портом. МикроЭВМ производит загрузку программы из постоянного перепрограммируемого запоминающего устройства (ППЗУ) в память DSP. Энергонезависимая память хранит протокол работы системы и результаты измерений и вычислений в процессе обработки входных сигналов.

Прибор ППКЭ-1-50.М изготовлен в металлическом корпусе настольного типа с наклонной передней панелью, на которой расположены устройство индикации и клавиатура управления. На задней панели прибора размещены: разъёмы для измерительного и питающего кабелей, интерфейсы LPT (подключение к принтеру и/или внешней энергонезависимой памяти), RS232C, и клемма заземления.

 Для ПКЭ установившегося режима работы трехфазных или однофазных электрических сетей прибор вычисляет среднее значение по всем измеряемым ПКЭ, среднеквадратичное отклонение, максимальное, минимальное значения, а также значения соответствующие границам 95 % - ой вероятности всех измеренных значений, время выхода за нормально и предельно допустимые значения.

По показателям «длительность провала напряжения» и «интервал между изменениями напряжения» прибор вычисляет время выхода за предельно допустимые значения.

 Прибор позволяет осуществить установку интервалов времени наименьших и наибольших нагрузок, астрономического времени, номинальных значений напряжения измеряемой сети, автоматический и ручной ввод нормально и предельно допустимых значений по всем ПКЭ.

 Прибор обеспечивает установку необходимых функций и параметров при совместной работе с компьютером, принтером, внешней энергонезависимой памятью, внешним модемом, другими приборами серии ППКЭ.

Основные технические характеристики:

Номинальное значение частоты – 50 Гц.

 Номинальные значения фазных (междуфазных) напряжений 220(220*√3) В и 100/√3(100) В.

 - диапазоны измерения действующего значения фазных напряжений основной частоты от 40,5 до 75 В и от 154 до 286 В;

 - предел допускаемой относительной погрешности измерения фазных напряжений основной частоты ±0,2 %;

 - диапазоны измерения действующего значения междуфазных напряжений основной частоты от 70 В до 130 В и от 266,7 В до 495,4 В;

 - предел допускаемой относительной погрешности измерения междуфазных напряжений основной частоты ±0,2 %;

 - диапазоны амплитудных значений напряжения при измерениях в низковольтных цепях от –1,25 до 1,25 В; от -2,5 до 2,5 В; от –5 до 5 В; от –10 до 10 В;

 - предел допускаемой приведенной погрешности измерения напряжения на всех низковольтных диапазонах ±0,2 %;

 - предел допускаемой абсолютной погрешности измерения астрономического времени ±6 с в сутки.

Метрологические характеристики прибора по ПКЭ:

Электропитание прибора производится от однофазной сети переменного тока напряжением (176…264) В, частотой (49…51) Гц с коэффициентом несинусоидальности не более 15 %, или от сети постоянного тока напряжением (198…231) В.

 Габаритные размеры и масса прибора:

      - длина не более 250 мм;

      - ширина не более 200 мм;

      - высота не более 65 мм;

      - масса не более 2 кг;

 Cредняя наработка на отказ не менее 17000 часов;

 Cредний срок службы не менее 10 лет.

Прибор 2: Наименование: АКЭ-823, АКЭ-824.

С появлением приборов АКЭ-823, АКЭ-824, такая важная задача, как регистрация и анализ показателей качества электроэнергии (ПКЭ) становится минимальной по трудозатратам и простой в реализации.

Новые трёхфазные регистраторы-анализаторы для электриков и технического персонала являются идеальным инструментом для записи показателей и оценки качества электроэнергии, изучения свойств электрических нагрузок, измерения мощности и энергии.

Приборы могут применяться для решения следующих задач:

 Изучение нагрузок - проверка состояния и возможностей системы электроснабжения перед включением дополнительных нагрузок

 Оценка энергии - количественная оценка потребления энергии до и после усовершенствования систем для определения эффективности устройств энергосбережения и устройств КРМ

 Измерение гармоник - обнаружение проблем, связанных с гармониками, которые могут стать причиной неполадок в работе или повреждения чувствительной аппаратуры

 Регистрация аномалий напряжения - контроль кратковременных понижений и повышений напряжения, приводящих к ложным сбросам в аппаратуре и нежелательному срабатыванию автоматических выключателей

Уникальность регистраторов-анализаторов АКЭ-823/-824 заключается в следующих инновационных технических решениях и функциональных возможностях:

 построение на платформе ОС Windows CE

 применение 16-битного АЦП (256 отсчётов за период частоты 50 Гц)

 наличие цветного сенсорного TFT-дисплея с подсветкой

 одновременная запись по 3-м режимам: аномалии, кратковременные импульсы, текущие интегральные измерения

Анализатор способен измерять: напряжение, токи, все виды мощности и энергии, коэффициент мощности, THD% и др. параметры аналоговых или импульсных сигналов (макс. до 251 параметра). Следует подчеркнуть, что все эти возможности  обеспечиваются, как в 3-х фазной энергосистеме всех типов исполнения, так и в однофазной электросети.

Анализатор по своему исполнению – 9 канальный осциллограф (4 токовых входов и 5 потенциальных) с максимальной частотой дискретизации до 200 кГц. В АЦП все входные сигналы (напряжение и ток) преобразуются в 256 отсчётов (сэмплов) за 1 период f=50 Гц и собираются в  модули. Хранение в приборе всех данных, учитывая частоту дискретизации,  потребовало бы огромного объёма внутренней памяти. Разработчиками был реализован способ сжатия информации для рационального заполнения ячеек. Как единственно возможный был выбран метод интегрирования: по окончании интервала времени, называемого “период интегрирования”, прибор выбирает из всего массива оцифрованных (сэмплированных) данных только следующие:

 Мин. значение за период интегрирования (кроме гармоник)

 Среднее значение параметра за период (ср. арифм.  всех значений)

 Макс. значение за период интегрирования (кроме гармоник)

Основные измерительные возможности:

В режиме «Анализатор»:

• детектирование аномалий напряжения от 10 мс (отклонения и колебания, провалы напряжения)
• детектирование импульсов напряжения (voltage spikes) от 5 мкс до 2,5 мс и амплитудой до 6 кВ ( только АКЭ-824 )
• детектирование бросков тока (inrush current) от 10 мс и амплитудой до 3 кА пикового значения
•  регистрация отклонений частоты, измерение дозы фликера
•  регистрация гармонических искажений (до 49-й гарм.) по напряжению и току
•  построение векторных диаграмм и графиков, статистический анализ
• измерение коэфф. несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности для 3ф энергосистемы.

В режиме «Регистратор данных»:

•  запись в память текущих значений контролируемых параметров (TRMS значений сигналов произвольной формы).

В случае обнаружения аномалий напряжения приборы фиксируют в сводной таблице за период записи: их общее количество, № фазы события, полярность, дату и время, длительность, максимальное значение.

При объёме штатной внутренней памяти 16 Мб длительность автономной записи 251 параметра (интервал усреднения 15 мин) составляет более 90 суток. Объём непрерывной записи ограничивается 32 Мб. Имеется возможность увеличения внутренней памяти за счёт применения карт памяти CF (Compact Flash) до 512 Мб. По выбору оператора данные отображаются в виде таблиц численных значений, графиков (гистограмм) или векторных диаграмм. Настройки можно выполнять непосредственно в строке меню на сенсорном цветном дисплее.

Благодаря легкосъёмным гибким токовым преобразователям, наличию маркировки измерительных проводов и входных гнёзд, наличию цветного дисплея подготовка регистратора к работе занимает не более 1 минуты.

Программное обеспечение TopView из комплекта прибора позволяет управлять режимами измерений, выбирать параметры регистрации и анализировать результаты.

 Анализаторы планируются к внесению в Госреестр СИ и в первую очередь вызовут интерес отраслевых специалистов, профессионалов в области электроэнергетики и энергоаудита.

Продолжая ознакомление с новыми приборами контроля показателей качества электроэнергии (ПКЭ) регистраторами-анализаторами АКЭ-823, АКЭ-824 целесообразно подробнее остановиться на наиболее интересных функциональных режимах и их особенностях.

От других аналогичных приборов новинки отличает: реализованные алгоритмы, высокие технические характеристики, функциональная насыщенность, оригинальные решения и современный дизайн.

Главная особенность старшей модели в серии АКЭ-824  - возможность детектирования кратковременных импульсов напряжения (voltage spikes).

 Анализатор для регистрации подключается к тестируемой энергосистеме в соответствии с рис. 1. Для наглядности приведены два наиболее распространённых варианта подключения. Всего в меню прибора доступен выбор из 4 типов энергосистем.

Прибор анализирует все возможные события, связанные с фазным напряжением, удовлетворяющие следующим критериям и условиям:

• Быстрое изменение крутизны нарастания кривой сигнала напряжения (больше заданной)
• Превышение порога, заданного пользователем

Максимальное количество записываемых событий – 4 импульса за половину периода f=50 Гц. Максимальное общее количество регистрируемых событий – до 20000 . Для пояснения возможностей анализа приведён пример типичного импульса напряжения (рис. 2):

Рисунок 2: Типичный импульс напряжения (частота 50 Гц)

Прибор на входе непрерывно проверяет и преобразует с помощью 2-х 16 битных АЦП напряжение сигнала одновременно по двум внутренним параллельным трактам с различной частотой дискретизации:

 SLOW / медленно:  оцифровка с частотой 256 выборок за период 50 Гц

 FAST / быстро:   оцифровка с частотой дискретизации 200 кГц

При возникновении на входе события, прибор автоматически проверяет его на соответствие одному из следующих условий:

dV/dt > 100В/5ms > FAST

dV/dt > 100В/78ms > SLOW @ 50Hz

во время интервала регистрации, определяемого как:

32 x 5ms = 160ms

32 x 78ms = 2.5ms

Положительный и отрицательный размахи (DELTA + и DELTA - ) определяются, если амплитуда импульса превышает условное «сито», заданное пользователем.

 По окончании записи на дисплее прибора отображается общее количество зарегистрированных событий.

 После загрузки в компьютер файла сохранённых данных с использованием стандартного TopView доступны для анализа и обработки сведения:

Num. Tot - Общее количество зарегистрированных событий

 Limit - Предел напряжения, задаваемый пользователем

 Phase - Номер фазы, на которой случилось событие

 Date/Time - Время / дата

 Up/Down - Индикатор нарастающего (UP) или спадающего (DOWN) фронта

 PEAK+ - Макс. «+» (положит.) значение импульса за период регистрации

 PEAK- - Мин. «-» (отриц.) значение импульса за период регистрации

 DELTA+ - Макс. «+» (положит.) амплитуда импульса относительно основного сигнала

 DELTA- - Мин. «-» (отриц.) амплитуда импульса относительно основного сигнала

 F/S - Тип события:F = быстрое (Fast), S = медленное (Slow)

 Существенным отличием серии АКЭ-82 x от анализаторов предыдущей серии АКЭ-9032, АКЭ-2020, является наличие режима регистрации бросков тока (inrush current).

 Новинки способны в реальном времени детектировать события связанные с бросками тока, обычно проявляющихся в виде пусковых токов электрооборудования, двигателей, механизмов и приводов. Типичный вид формы пускового тока показан на рисунке 3.

Рисунок 3: Параметры, характеризующие бросок тока

Однако броски тока могут быть связаны и с другими ситуациями: маневрирование нагрузками, переключение фидеров электропитания, срабатывание защитных устройств, колебания  токов до установившегося значения (осцилляция, рис. 4) и т.д.

Рисунок 4: Параметры, характеризующие пульсации после броска тока

 Прибор обнаруживает и регистрирует как «пусковой ток» все такие события, при которых текущее TRMS значение тока превышает установленный оператором порог (лимит). Максимальное число сохранённых событий 1000 бросков.

 Во время установки параметров непосредственно перед началом регистрации в режиме «Регистрации бросков тока (inrush current)» , пользователь может изменять следующие настройки:

 Установленный порог: значение силы тока для детектирования событий как бросков. Максимальное значение порога всегда равно верхнему пределу используемого преобразователя тока.

 Режимы детектирования:

 - FIX: прибор детектирует и записывает событие каждый раз когда на интервале ½ периода частоты 50 Гц (10 мс) значение тока превысит установленный пользователем порог. Т.е. если в процессе нескольких последовательных пульсаций ток пересекает установленный порог, то каждый такой переход фиксируется прибором, как очередной «бросок».

 - VAR: прибор детектирует и записывает событие каждый раз в виде TRMS значения тока, рассчитанного на интервале ½ периода частоты 50 Гц (10 мс), если это значение превысит предыдущий результат на величину установленного порога. Т.е. если скорость нарастания сигнала превышает заданную, определяемую пользователем как отношение: Установлен. порог / 10 мс.

 Интервал детектирования: временной интервал, заданный пользователем из ряда: 1 с, 2 с, 3 с, 4 с, в течение которого прибор записывает 100 значений тока (TRMS) и соответствующие им 100 значений напряжения (TRMS) при детектировании события

Анализ результатов возможен только после передачи файла сохранённых данных на компьютер с помощью программного обеспечения.

Прибор 3: Прибор контроля качества электрической энергии «Энергомонитор 3.3».

Специалистами ООО «НПП МАРС-ЭНЕРГО» (г. Санкт-Петербург) разработан многофункциональный прибор «Энергомонитор 3.3», в котором совмещены функции высокоточного переносного эталонного счетчика и прибора контроля качества электрической энергии.

Этот прибор предназначен для:

• измерения и регистрации показателей качества электрической энергии, установленных ГОСТ 13109-97;
• измерения и регистрации основных показателей энергопотребления на узлах учета электрической энергии в однофазных и трехфазных сетях: действующих значений напряжений и токов при синусоидальной и искаженной формах кривых;
• активной, реактивной и полной электрической мощности и энергии;
• поверки однофазных и трехфазных счетчиков электрической энергии класса точности 0,5 и менее точных на местах их эксплуатации, а также для контроля метрологических характеристик счетчиков и правильности их подключения без разрыва токовых цепей;
• поверки энергетических измерительных преобразователей напряжения, тока, активной и реактивной мощности на местах их эксплуатации.

Область применения прибора:

• энергетическое обследование предприятий производителей и потребителей электрической энергии (энергоаудит);
• проведение сертификации электрической энергии;
• технологический контроль и анализ качества электрической энергии;
• комплектация передвижных поверочных лабораторий, в том числе для поверки и оценки метрологических параметров измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) на местах эксплуатации.

Основные технические характеристики прибора:

• диапазон измерений переменного напряжения 40...400 В;
• диапазон измерений переменного тока 0,05...15 А и 5...150 А (с токоизмерительными клещами);
• диапазон измерений частоты переменного тока 45...75 Гц;
• пределы допускаемой основной погрешности измерений переменного напряжения, тока, активной мощности ±0,1%;
• потребляемая мощность (от источника питания) 6,5 ВА;
• время работы от автономного источника питания (устройства зарядно-питающего) не менее 1 ч;
• габаритные размеры 200x240x80 мм;
• масса не более 2 кг.

Для передачи информации во внешние устройства прибор имеет в своем составе последовательные интерфейсы RS-232 и USB.

Прибор обеспечивает непрерывное измерение, расчет и накопление (с последующей передачей на ПЭВМ) результатов измерений в течение 7 суток с дискретностью 1 минута.

Прибор обеспечивает поверку электронных счетчиков электроэнергии классов точности от 0,5 до 2,5 имеющих импульсный выход. При использовании фотосчитывающего устройства УФС прибор может применяться для контроля метрологических характеристик электронных и индукционных счетчиков и правильности их подключения без разрыва токовых цепей.

Порядок выполнения:

1. Изучить предложенный материал практического занятия.
2. Ответить на контрольные вопросы (письменно):

1. Укажите назначение прибора контроля показателей качества электрической энергии ППКЭ-1-50.М.
2. Опишите прибор ППКЭ-1-50.М.
3. Для решения каких задач применяются приборы АКЭ-823,

АКЭ-824.

4.  Укажите функциональные особенности анализаторов АКЭ-823,

АКЭ-824.

5. Укажите назначение прибора контроля качества электрической энергии «Энергомонитор 3.3».
6. Укажите область применения прибора «Энергомонитор 3.3».

Практическое занятие № 8

Тема: Изучение приборов учета электроэнергии: виды и основные характеристики.

Цель: Ознакомиться с видами и основными характеристиками приборов учета электроэнергии.

Краткие теоретические сведения

Прибор учета электрической энергии — специальный прибор, предназначенный для измерения расхода электроэнергии переменного или постоянного тока. Принцип работы электросчётчика зависит от типа конструкции самого прибора.

Так, в электрическом счётчике индукционной системы подвижная часть вращается во время потребления электроэнергии, расход которой определяется по показаниям счётного механизма. Диск вращается за счёт вихревых токов, наводимых в нём магнитным полем катушки счётчика. Магнитное поле вихревых токов взаимодействует с магнитным полем катушки счётчика. В электрическом счетчике электронного типа переменный ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии.

Классификация счетчиков электроэнергии

По типу подключения:

 - счетчики прямого включения в силовую цепь;

 - счётчики трансформаторного включения, подключаемые к силовой цепи через специальные измерительные трансформаторы.

По измеряемым величинам:

 - однофазные (измерение переменного тока 220В, 50Гц);

 - трехфазные (380В, 50Гц). Современные электронные трехфазные счетчики поддерживают однофазный учет.

По конструкции:

 1. Индукционные (электромеханические электросчетчики) - электросчетчики, в которых магнитное поле неподвижных токопроводящих катушек влияет на подвижный элемент из проводящего материала. Подвижный элемент представляет собой диск, по которому протекают токи, индуцированные магнитным полем катушек. Количество потребленной электроэнергии, в этом случае, прямо пропорционально числу оборотов диска;

 2. Электронные (статический электросчетчик) - электросчетчики, в которых переменный ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. Другими словами, измерения активной энергии такими электросчетчиками основаны на преобразовании аналоговых входных сигналов тока и напряжения в счетный импульс. Измерительный элемент электронного электросчетчика служит для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. Счетный механизм представляет собой электромеханическое (имеет преимущество в областях с холодным климатом, при условии установки прибора на улице) или электронное устройство, содержащее как запоминающее устройство, так и дисплей;

 3. Гибридные счётчики электроэнергии - редко используемый промежуточный вариант с цифровым интерфейсом, измерительной частью индукционного или электронного типа, механическим вычислительным устройством.

Индукционные и электронные приборы учета электроэнергии

В последнее время индукционные (механические) счётчики электроэнергии становятся менее популярны и постепенно вытесняются с рынка электронными счетчиками вследствие их недостатков:

 - отсутствие возможности автоматического дистанционного снятия показаний,

 - однотарифность,

 - большие погрешности учёта,

 - плохая защита от хищения электроэнергии,

 - низкая функциональность,

 - неудобства в установке и эксплуатации по сравнению с современными электронными приборами.

 Основным достоинством электронных электросчетчиков является возможность учета электроэнергии по дифференцированным тарифам (одно-, двух- и более тарифный).

Другими словами, счетчики данного типа способны запоминать и показывать количество использованной электроэнергии в зависимости от запрограммированных периодов времени.

Многотарифный учет достигается за счет набора счетных механизмов, каждый из которых работает в установленные интервалы времени, соответствующие различным тарифам. Электронные электросчетчики значительно более долговечны, имеют больший межповерочный период (4-16 лет).

 Индукционные приборы при конструировании не были рассчитаны на наличие в квартирах большого количества мощных бытовых приборов и зачастую не выдерживали нагрузки, в то время как электронные счетчики гораздо более устойчивы широкому диапазону нагрузок в сети. Кроме того, помимо очевидных технических преимуществ, улучшенного дизайна, рост популярности электронных счетчиков был обусловлен и постепенным снижением их стоимости на рынке.

Требования к приборам учета электроэнергии

К основным требованиям, предъявляемым к приборам учёта электрической энергии, можно отнести класс точности, «тарифность» и межповерочный интервал.

 Класс точности. Один из основных технических параметров электросчетчика. Он показывает погрешности измерений прибора. До середины 90-х годов все устанавливаемые в жилых домах электросчетчики имели класс точности 2,5 (т.е. максимально допустимый уровень погрешности этих приборов составлял 2,5%). В 1996 году был введен новый стандарт точности приборов учета, используемых в бытовом секторе – 2,0. Именно это стало толчком к повсеместной замене индукционных счетчиков на более точные, с классом точности 2,0.

«Тарифность». Важным техническим параметром электросчетчика. Ещё совсем недавно все электросчетчики, применяемые в быту, были однотарифными, т.е. осуществляли учет электрической энергии по одному тарифу. Функциональные возможности современных счетчиков позволяют вести учет электроэнергии по зонам суток и даже по временам года, позволяя значительно экономить электроэнергию и разгрузить электросети в пиковые часы, за счёт так называемой «стирки ночью».

 Двухтарифный счетчик электричества способен вести раздельный учет в различное время суток. В настоящее время, одним из способов экономить на счетах за электричество является двухтарифная система учета электроэнергии.

 Двухтарифные счетчики дают возможность платить за энергию меньше: в установленное время они автоматически переключаются на ночной тариф, который существенно ниже дневного. Ночной тариф дает возможность существенно сократить расходы на оплату электроэнергии. К самым «продвинутым» моделям электросчётчиков можно применить любую тарифную политику. Например, если энергетики решат сделать скидки по выходным, то воспользоваться ими смогут лишь владельцы электросчетчиков, способных поддерживать несколько тарифов.

 Двухтарифная система учета электроэнергии выгодна, как потребителям, так и всей энергосистеме в равной степени. Дело в том, что нагрузка на электростанции в течение суток меняется. Пиковые нагрузки на электросети приходятся на утренние (7:00-10:00) и вечерние (19:00-23:00) часы. Ночью подавляющее число людей спит, и нагрузки на электростанции сокращаются в разы. Такая неравномерность графика нагрузки энергосистемы негативно сказывается на техническом состоянии оборудования. Кроме того, в периоды максимумов компания вынуждена задействовать все свои мощности, вследствие чего, на ремонт оборудования приходится выделять значительные средства. Такие нагрузки можно снизить при помощи выравнивания суточного объема электропотребления, используя некоторые энергоемкие бытовые приборы (например, посудомоечная и стиральная машина) в ночное время. К тому же это позволит потребителям сэкономить за счет более выгодных тарифов.

 По внешнему виду, способу монтажа и подключения двухтарифные счетчики не отличаются от обычных однотарифных. Разница состоит в том, что в установленные часы табло счетчика изменяет свои показания. Стоимость таких счетчиков выше однотарифных, однако, в достаточно короткое время окупается за счет сокращения расходов на электроэнергию.

Межповерочный интервал. С течением времени детали электросчётчика изнашиваются, и класс точности электросчетчика неизбежно меняется. Наступает момент, когда электросчетчик необходимо повторно проверить на точность его показаний. Период с момента первичной проверки (обычно с даты изготовления) до следующей проверки называется межповерочным интервалом (МПИ). Исчисляется МПИ в годах и указывается в паспорте электросчетчика. Обычно электронные счетчики значительно уступают в длительности МПИ по сравнению с индукционными счетчиками, потому что комплектация, используемая в большинстве отечественных электронных счетчиков, состоит из деталей, стабильность параметров которых производитель не нормирует.

Порядок выполнения:

1. Изучить предложенный материал практического занятия.
2. Ответить на контрольные вопросы (письменно):

1. Что называется прибором учета электрической энергии?
2. Укажите классификацию счетчиков электроэнергии.
3. Сформулируйте недостатки индукционных приборов учета.
4. Какие требования предъявляются к приборам учета электрической энергии? Раскройте их.

Практическое занятие № 9

Тема: Изучение системы учета электрической энергии и контроля за нагрузками СУП – 04.

Цель: Изучить системы учета электрической энергии и контроля за нагрузками СУП – 04.

Краткие теоретические сведения

Система учета электроэнергии «СУП-04» это современное решение, позволяющее автоматизировать процесс учета электроэнергии, ликвидировать потери от хищения, снизить эксплуатационные расходы.

 Система предназначена для использования в коттеджных поселках, садоводческих товариществах, в сельских поселениях и в городах с индивидуальной застройкой.

Применение системы учёта электроэнергии СУП-04 снимает заботы о:

 – доступе к счетчикам электроэнергии

В нашей системе учета счетчики электроэнергии устанавливаются вне территории, принадлежащей потребителю - на опорах электропередач. Такое размещение электросчетчиков снижает объем хищений электроэнергии в среднем до 80%.

 Упрощается снятие объективных показаний и ревизия электросчетчиков.

 Для реализации права потребителей на доступ к данным учета электроэнергии, применяются выносные дисплеи PLC-D, которые устанавливаются внутри помещения абонента. Эти дисплеи обмениваются информацией исключительно со своим счетчиком по силовым проводам.

– снятии показаний со счётчиков электроэнергии

Снятие показаний со счетчиков, установленных на столбах в местах, недосягаемых для доступа, непростая задача. Её можно решать несколькими способами:

1. Ежемесячно лазить на опоры, и списывать показания всех счетчиков.
2. Поставить на столбы счетчики БИМ системы СУП-04 со встроенным радиомодемом и ежемесячно снимать показания счетчиков с помощью специального устройства (радиоридера), а затем переписывать их на компьютер для получения протоколов.
3. Установить счетчики БИМ со встроенным модемом PLC для передачи информации по силовым проводам у абонентов (на столбах) и на трансформаторной подстанции. На той же подстанции необходимо разместить устройство сбора и передачи данных УСПД с GSM модемом.

Конечно, третий вариант является самым автоматизированным и перспективным.

 В зависимости от характера застройки посёлка и желаемого уровня автоматизации, можно построить систему учета электроэнергии исключительно с применением PLC связи или только с использованием радиомодемов. Следует отметить, что, применяя радиомодемы, стоимость оборудования системы учета электроэнергии увеличивается от 10% до 50%.

 Конечно, наиболее оправдан вариант комбинированного применения PLC и радиомодемов. В этом случае электросчетчики  со встроенными PLC и радио модемами устанавливают на питающей трансформаторной подстанции и в местах, где PLC модем не применим из-за большого расстояния (более 100м) между счетчиками электроэнергии или из-за высокого уровня помех и высокого сопротивления линии 0.4кВ. Такое комплексное использование модемов, совмещённое с методом ретрансляции информационных пакетов между электосчетчиками, позволяет строить автоматизированные системы сбора информации в посёлках с любой сложностью застройки.

 С помощью УСПД и GSM модема показания всех электросчетчиков, с требуемой периодичностью, запрашиваются с удаленного компьютера диспетчерского пункта для получения протоколов. Система учета электроэнергии допускает считывание данных с УСПД прямо на компьютер, минуя GSM связь.  

–  механизме воздействия на неплательщиков электроэнергии

Предлагаемая система учета электроэнергии позволяет не только собирать данные со счетчиков БИМ, но и передавать на них команды управления. Особенностью выпускаемых нами счетчиков электроэнергии является наличие в них силовых реле (100А), позволяющих отключать потребителя от  сети питания дистанционно по командам из диспетчерского центра.

–  защите потребителей от перенапряжения

Чтобы избежать порчи электрооборудования у потребителя при  аварийных повышениях напряжения питающей сети, в счетчиках БИМ работает автоматика, позволяющая отключать потребителя от сети электропитания в случае повышения напряжения в сети до опасного уровня. Восстановление электропитания потребителя происходит автоматически при снижении напряжения в электросети до нормального уровня.

–  ограничении потребляемой мощности, защите трансформаторной подстанции от перегрузок

Ограниченная мощность питающего трансформатора и ограниченный ток автоматических выключателей отходящих линий вызывает необходимость каким-то образом контролировать превышение этих параметров и предотвращать излишний износ трансформатора и частое отключение выключателей. Кроме этого неравномерное распределение нагрузки по фазам в трехфазном трансформаторе также приводит к его ускоренному износу.

 Для решения указанных проблем в каждом электросчетчике БИМ работает автоматика ограничения потребляемой мощности, которая обеспечивает отключение потребителя от сети при превышении им заявленной мощности. Возврат к режиму питания происходит автоматически через установленное время (5-20мин). В трехфазных электросчетчиках  отключение может выполняться и при превышении установленного разбаланса нагрузок в фазах.

–  контроле за уличным освещением

Специальное программное обеспечение, установленное в счетчик БИМ, находящийся на ТП обеспечивает управление уличным освещением по реальному времени, приведенному к  заходу и восходу солнца. Одновременно с управлением по времени программа оценивает сигнал с датчика наружной освещенности, при его наличии. После включения освещения выполняется контроль тока по каждому направлению для выявления факта неисправности в системе освещения. Эта информация системой СУП-04 будет оперативно доставлена в диспетчерский центр.

–  формировании протоколов и ведомостей в системе учета электроэнергии

Для автоматизированного формирования всевозможных протоколов и отчетных форм нами создано специальное программное обеспечение  «АСУТМ ЧЯ» (автоматизированная система учета и телемеханики). Подробнее о возможностях ПО в разделе АИИС КУЭ (АСКУЭ).

Организация диспетчерского центра

Для автоматизированного сбора информации от системы учета электроэнергии СУП-04 и выполнения команд управления необходима организация диспетчерского центра в одном из вариантов:

– Подключение системы учета электроэнергии СУП-04 поселка к централизованному диспетчерскому центру на базе нашей организации.

В этом случае все согласованные с заказчиком формы документов будут передаваться по электронной почте или любым другим оговоренным способом.

 Договор на обслуживание заключается на 1 год и включает в себя:

1. обслуживание установленного оборудования;
2. ежемесячное однократное предоставление согласованных ведомостей по потреблению электроэнергии;
3. ежемесячное однократное предоставление отчета по состоянию электроснабжения каждого абонента;

4. неограниченное количество дистанционных отключений и подключений абонентов к электрической сети;

 5. внесение корректировок в тарифные планы счетчиков, уставки ограничения мощности, в описатели базы данных;

 Выявление нештатных режимов и отказов оборудования с оперативным оповещением заказчика.

– Создание диспетчерского центра на территории заказчика.

 В этом случае необходимо приобрести у нас программное обеспечение и обучить свой персонал.

Состав системы учета электроэнергии СУП-04.

Оборудование для системы СУП-04 разработано и производится в НТЦ "ГОСАН".

В системе учета электроэнергии используются см рис 2.:

1. Многотарифные одно или трех фазные электронные счетчики активной и реактивной электроэнергии во влагозащищенном корпусе для уличной установки с внутренними радио и PLC модемами (БИМ 3xxx).
2.  Для многоквартирных домов аналогичные им счетчики но без влагозащищенного корпуса БИМ 4xxx и БИМ 5xxx.
3. PLC D – Выносной пользовательский дисплей с модемом PLC

УСПД PLC – БИМ 4200.11 / БИМ 4230.11 устройство сбора и передачи данных для внешних коммуникаций.

4. Дополнительный ретранслятор PLC или радиоканала.
5. Модем GSM / GPRS (Siemens)

Рис 2 Состав системы учета электроэнергии СУП-04

– Электросчетчики в составе системы учета электроэнергии

СУП-04

Электронные счетчики электроэнергии БИМ С, Рег.№35203-07 в Госреестре средств измерений.

C1 – Трехфазный электросчетчик активной и реактивной энергии.

 С6.1 – Однофазный электросчетчик активной и реактивной энергии.

 С6.2 – Два однофазных электросчетчика активной и реактивной энергии в одном корпусе.

 С6.3 – Три однофазных электросчетчика активной и реактивной энергии в одном корпусе.

Счетчики электроэнергии во влагозащищенном корпусе для уличной установки         

–  Выносной пользовательский дисплей PLC D

Выносной пользовательский дисплей PLC D выполняет функцию дублирующего дисплея для конкретного счетчика. Это микропроцессорное устройство со встроенным PLC модемом. PLC D принимает информацию только от "своего" счетчика электроэнергии.

 Для пролистывания информации на ЖКИ служат 2 кнопки на лицевой панели устройства. Обновление информации на ЖКИ может происходить с периодом до 10 мин, что зависит от количества счетчиков в сети и скорости передачи.

– Устройство сбора и передачи данных УСПД PLC 

УСПД PLC является центральным устройством в системе учета электроэнергии, выполняющим обмен информацией со всеми установленными электросчетчиками. Обмен информацией УСПД PLC с верхним уровнем выполняется в рамках протоколов и технологий комплекса «Черный ящик».

 Устройство в своем составе имеет модем PLC и дополнительный интерфейс RS -232. Интерфейс RS -232 обеспечивает стандартное подключение любых модемов, работающих по коммутируемым или выделенным каналам. Дополнительно RS -232 применяется для прямого подключения ПК.

Порядок выполнения:

1. Изучить предложенный материал практического занятия.
2. Ответить на контрольные вопросы (письменно):

1. Где применяют систему учета электроэнергии «СУП-04»?
2. Укажите цели применения система учета электроэнергии «СУП-04». Раскройте их.
3. Как организован диспетчерский центр?
4. Перечислите оборудование, которое используется системе учета электроэнергии.

Практическое занятие № 10

Тема:  Составление технологической  карты на проведение работ по замене однофазных приборов учета электроэнергии.

Цель: Составить технологическую карту на проведение работ по замене однофазных приборов учета электроэнергии.

1. Условия труда и меры безопасности.

     Подготовка рабочего места и допуск осуществляется в соответствии с требованиями правил техники безопасности ПОТ Р М – 016 – 2001

2. Состав бригады.

3. Приборы, приспособления и защитные средства.

4. Инструмент

5. Последовательность операций

Задание: Расставьте последовательность операций в верном порядке.

1. Выдача распоряжения на производство работ.

…

22. Закрытие распоряжения на производство работ.

Эталон ответа:

• составление акта замены электросчетчика;
• снятие нагрузки;
• оформление целевого инструктажа;
• подготовка рабочего места осуществляется с соблюдением правил техники безопасности ПОТРМ-016-2001;
• снятие клеммной крышки электросчетчика;
• проверка отсутствия напряжения на металлической панели и крышке счетчика однополюсным указателем напряжения;
• визуальная проверка схемы вводной электропроводки (на предмет отсутствия дополнительной электропроводки помимо учета и т.п.) и состояния электросчетчика подлежащего замене (целостность корпуса, крышки; наличие пломб госповерителя и ЭСО);
• отсоединение вводного фазного провода и установка защитного колпачка;
• закрытие крышки и пломбирование установленного электросчетчика;
• проверка отсутствия напряжения на фазном и нулевом проводах нагрузки;
• проверка частоты вращения диска (мигания индикатора) электросчетчика в соответствии с током нагрузки при помощи секундомера и токоизмерительных клещей;
• отсоединение вводного нулевого провода и установка защитного колпачка;
• включение нагрузки;
• проверка отсутствия самохода электросчетчика;
• присоединение вводного фазного провода;
• присоединение проводов нагрузки;
• присоединение вводного нулевого провода;
• отсоединение проводов нагрузки и установка на них защитных колпачков;
• замена электросчетчика.

Практическое занятие № 11 – 12

Тема: Определение расхода электроэнергии, мощности нагрузки, коэффициента мощности по показаниям счетчиков.

Цель: Получить навыки определения расхода электроэнергии, мощности нагрузки, коэффициента мощности по показаниям счетчиков.

Краткие теоретические сведения

Для определения расхода электроэнергии, учитываемого универсальным трансформаторным счетчиком за какой-либо промежуток времени, необходимо разность показаний, взятых в начале и в конце этого промежутка, умножить на пересчетный коэффициент.

Пересчетный коэффициент КП определяется по формуле

                                        (1)

где KI — коэффициент трансформации трансформаторов тока;

КU — коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Согласно требованию ГОСТ на съемных щитках этих счетчиков должны быть надписи «Трансформатор тока», «Трансформатор напряжения», «К...», рядом с которыми абонентом проставляются коэффициенты трансформации и пересчетный коэффициент.

Пример 1. Определить расход электроэнергии за месяц. Показания счетчика САЗУ=И670   1.05 0 ч. 00 мин —2438.1; 1.06 0 ч. 00 мин — 2462,8. Счетчик включен через трансформаторы тока с KI = 150/5 и трансформатор напряжения КU=6000/100.

Пересчетный коэффициент

Разность показаний 2462,8—2438,1=24,7.

Расход электроэнергии за месяц

Wa = 24,7·1800 = 44460 кВт·ч.

Пересчетный коэффициент трансформаторного счетчика, у которого коэффициенты трансформации, указанные на табличке счетчика, совпадают с фактическими, равен десятичному коэффициенту. Этот коэффициент (обычно 10 или 100) проставляется на счетчике справа от последнего знака счетного устройства. Если же коэффициенты трансформации установленных измерительных трансформаторов отличаются от указанных на табличке счетчика, то пересчетный коэффициент определяется по формуле

                                        (2)

где K'I и К'U — коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, к которым подключен счетчик;

K"I и К"U — коэффициенты трансформаторов тока и напряжения, указанные на щитке счетчика.

При первой возможности в таких случаях трансформаторные счетчики подлежат замене на универсальные трансформаторные.

Пример 2. На щитке счетчика указано: трансформатор тока с KI = 100/5; трансформатор напряжения - с KU =3000/100. Счетчик подключен к трансформаторам тока с KI =200/5 и к трансформатору напряжения с KU=6000/100. Тогда пересчетный коэффициент по (2)

По показаниям счетчиков активной и реактивной энергии можно определить средневзвешенный tgφ присоединения по формуле

tgφ = ,                                                (3)

где Wa — количество энергии, учтенное счетчиком активной энергии за данный промежуток времени;

Wp — количество энергии, учтенное счетчиком реактивной энергии за тот же период.

Пример 3. За сутки счетчик активной энергии учел расход 18 000 кВт-ч, счетчик реактивной энергии 9000 квар·ч. Тогда по (3)

tgφ =

Если оба счетчика имеют одинаковое передаточное число и одинаковый пересчетный коэффициент, то это позволяет определить значение tgφ в данный момент. Для этого необходимо за небольшой промежуток времени (30—60 с) одновременно отсчитать число оборотов nP счетчика реактивной энергии и число оборотов па счетчика активной энергии, тогда

tgφ = .                                        (4)

При отсутствии счетчика реактивной энергии значение tgφ может быть определено по одному счетчику активной энергии. Для этого необходимо кратковременно, на 30—60 с, снять со счетчика напряжение фазы А и отсчитать число оборотов диска. Затем цепь напряжения фазы А восстанавливается, снимается напряжение с фазы С и отсчитывается число оборотов диска за то же время. Нагрузка при этом должна быть близка к постоянной. Если обозначить n1 большее число оборотов, а n2 — меньшее, то tgφ можно определить по формуле

tg φ =                                         (5)

Число п2 берется с отрицательным знаком при вращении диска в обратную сторону, что имеет место, если tgφ>l,73.

Пример 4. За 60 с число оборотов диска при отключении фазы А n1 = 33, а при отключении фазы С n2 =20, тогда по (5)

tg φ =

По счетчику активной энергии при наличии секундомера может быть определена активная мощность нагрузки присоединения в данный момент. Для этого необходимо отсчитать число оборотов диска за промежуток времени 30—60 с. Нагрузка при этом не должна существенно изменяться. Тогда мощность нагрузки Р, кВт, определяется по формуле

P=KI KU                                        (6)

где KI и КU — коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения;

п — отсчитанное число оборотов диска;

t — время, с;

N — передаточное число счетчика.

Пример 5. Счетчик с передаточным числом 1 кВт·ч=2500 оборотов диска подключен к трансформаторам тока с КI =300/5 и к трансформатору напряжения с KU = 6000/100. Диск счетчика сделал 15 оборотов за 58 с. Активная мощность нагрузки присоединения равна по (6)

P= кВт

Контрольные вопросы

1. Что такое пересчетный коэффициент?
2. Как определяется tgφ при отсутствии счетчика реактивной энергии?
3. Как определяется мощность нагрузки?
4. Как определяется пересчетный коэффициент если коэффициенты трансформации трансформаторов отличаются от указанных в табличке счетчика?

Самостоятельное решение задач студентами

(карточки прилагаются)