38
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(5),
июнь
2017
Алексей
АЛЕЙНИК
,
ведущий
инженер
лаборатории
по
калибровке
средств
измерений
СИМ
филиала
ПАО
«
МРСК
Северного
Кавказа
» —
«
Ставрополь
-
энерго
»
Максим
АВДЕЕВ
,
заместитель
начальника
СИМ
—
начальник
ИЛКЭЭ
СИМ
филиала
ПАО
«
МРСК
Северного
Кавказа
» —
«
Ставрополь
-
энерго
»
Выявление
причины
небаланса
центра
питания
В
статье
отражены
причины
возникновения
небаланса
цен
-
тров
питания
(
подстанций
110/35/10/6
кВ
)
и
практичес
кие
методы
выявления
причины
возникновения
небаланса
в
филиале
ПАО
«
МРСК
Северного
Кавказа
» — «
Ставрополь
-
энерго
».
Б
аланс
выявляется
в
результате
анализа
измерений
количества
электроэнергии
на
входе
и
вы
-
ходе
центра
питания
,
с
учетом
затрат
для
обеспечения
непрерывного
технологического
процесса
производства
(
включая
хозяйственные
нужды
) —
техно
-
логический
баланс
(
далее
ТБ
).
ТБ
может
иметь
как
положительное
,
так
и
отрицательное
значение
—
в
этих
случаях
вводится
понятие
небаланс
(
НБ
).
В
идеальном
случае
баланс
(
равнове
-
сие
системы
)
стремится
к
нулю
,
что
прак
-
тически
недостижимо
,
поэтому
вводится
величина
«
допустимого
небаланса
» (
ДН
),
рассчитанная
и
утвержденная
соответству
-
ющими
нормативно
-
техническими
и
распо
-
рядительными
документами
.
Состояние
ТБ
центра
питания
опреде
-
ляется
путем
анализа
показаний
приборов
учета
электроэнергии
,
установленных
на
подстанции
.
В
филиале
ПАО
«
МРСК
Се
-
верного
Кавказа
» — «
Ставрополь
энерго
»
система
удаленного
считывания
показаний
приборов
учета
центров
питания
(
АСТУЭ
)
находится
в
стадии
опытной
эксплуатации
.
Счетчики
учета
электроэнергии
совмест
-
но
с
первичными
масштабными
преобразо
-
вателями
(
измерительными
трансформато
-
рами
тока
—
ТТ
и
напряжения
—
ТН
)
входят
в
состав
узлов
учета
.
Узлы
учета
располо
-
жены
на
входе
и
выходах
всех
уровней
на
-
пряжения
и
измеряют
количество
электро
-
энергии
в
данной
точке
учета
,
внося
свою
погрешность
в
измерения
.
Величина
ДН
рассчитана
с
учетом
нормированных
значений
,
применяемых
средств
измерений
узла
учета
:
–
измерительный
трансформатор
тока
КТ
0,5;
–
измерительный
трансформатор
на
-
пряжения
КТ
0,5;
–
счетчик
электрической
энергии
КТ
0,5.
На
практике
в
линиях
электропередачи
6–10
кВ
,
питающих
потребителей
сельской
местности
,
величина
первичного
тока
ТТ
составляет
5–20%
от
номинального
зна
-
чения
.
В
данном
режиме
работы
класс
точности
ТТ
нормируется
как
1,5–0,75%
при
заявленном
классе
точности
изме
-
рительного
трансформатора
— 0,5%
для
расчета
ДН
.
При
нагрузке
ТТ
ниже
5%
(
центры
питания
в
районах
поливного
земледелия
)
от
номинального
значения
первичного
тока
погрешность
ТТ
не
норми
-
руется
.
В
связи
с
применением
электронных
приборов
учета
вторичные
цепи
измери
-
тельных
трансформаторов
тока
и
напря
-
жения
оказываются
недогружены
—
ра
-
ботают
в
режиме
с
ненормированными
значениями
погрешности
измерений
.
Все
эти
составляющие
искажают
ре
-
зультаты
измерений
,
следовательно
,
влия
-
ют
на
баланс
электрической
энергии
энерго
-
системы
в
целом
.
Снижение
потерь
электроэнергии
39
Фактический
ТБ
центра
питания
—
следствие
недосто
-
верных
результатов
измерений
и
технологических
потерь
.
Следовательно
,
фактический
небаланс
отражает
систе
-
му
качества
организации
производственного
процесса
энер
-
госистемы
.
СОСТАВЛЯЮЩИЕ
БАЛАНСА
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ
Составляющими
элементами
баланса
электроэнергии
яв
-
ляются
:
–
поступление
электроэнергии
на
шины
подстанции
(
W
П
);
–
отпуск
электроэнергии
(
W
О
);
–
расход
электроэнергии
на
собственные
(
W
СН
)
и
хозяй
-
ственные
нужды
(
W
ХН
)
подстанции
и
производствен
-
ные
нужды
(
W
ПН
);
–
потери
электроэнергии
в
силовых
трансформаторах
подстанции
(
W
ТР
).
Все
эти
составляющие
,
кроме
потерь
электроэнер
-
гии
в
трансформаторах
,
измеряются
приборами
учета
—
счетчиками
электроэнергии
.
Потери
электроэнергии
в
си
-
ловых
трансформаторах
следует
определять
расчетным
путем
.
Значение
фактического
небаланса
НБ
ФП
следует
определять
по
формуле
:
W
П
–
W
О
–
W
СН
–
W
ХН
–
W
ПН
–
W
ТР
НБ
ФП
= ————————— · 100%.
W
П
Значение
допустимого
небаланса
электроэнергии
опре
-
деляют
по
формуле
:
_________________________
k
m *
НБ
ФП
= ±
√
2
п
i
·
d
2
п
i
+
2
о
i
·
d
2
о
i
· 100%,
i
= 1
i
= 1
где
п
i
(
о
i
) —
суммарная
относительная
погрешность
i
-
го
измерительного
комплекса
,
состоящего
из
трансформато
-
ра
напряжения
(
ТН
),
трансформатора
тока
(
ТТ
)
и
счетчика
,
учитывающего
поступившую
(
отпущенную
)
электроэнергию
;
d
п
i
(
d
о
i
) —
доля
электроэнергии
,
поступившей
(
отпущенной
)
через
i
-
й
измерительный
комплекс
;
k
—
число
измерительных
комплексов
,
учитывающих
элек
-
троэнергию
,
поступившую
(
отпущенную
)
на
шины
(
с
шин
)
электростанции
;
m
—
число
измерительных
комплексов
,
учитывающих
от
-
пущенную
(
поступившую
)
электроэнергию
(
в
том
числе
на
собственные
и
хозяйственные
нужды
электростанции
).
Рассчитанное
значение
фактического
небаланса
должно
быть
меньше
или
равно
значению
допустимого
небаланса
,
который
определяется
с
учетом
относитель
-
ной
погрешности
измерительных
комплексов
и
доли
элек
-
троэнергии
,
учтенной
каждым
из
них
:
НБ
ФП
≤
НБ
Д
.
Для
контроля
достоверности
учета
электроэнергии
на
подстанции
назначается
комиссия
,
которая
ежемесячно
со
-
ставляет
баланс
и
оформляет
акт
поступления
и
отпуска
электроэнергии
по
показаниям
счетчиков
на
24:00
местного
времени
последних
суток
отчетного
месяца
,
снятым
персо
-
налом
подстанции
.
Если
значение
фактического
небаланса
больше
значе
-
ния
допустимого
небаланса
,
необходимо
выявить
причины
этого
и
принять
меры
по
их
устранению
.
АНАЛИЗ
ВЫЯВЛЕННОГО
НЕБАЛАНСА
В
случае
превышения
величины
ФН
над
ДН
центра
питания
необходимо
определить
причины
этого
превышения
.
Нередко
удается
локализовать
место
небаланса
ана
-
лизом
записей
в
оперативном
журнале
о
проводимых
работах
на
подстанции
на
дату
выявления
небаланса
.
При
возникновении
небаланса
,
без
уточнения
,
по
какому
классу
напряжения
он
выявлен
,
необходимо
обратиться
к
однолинейной
схеме
объекта
.
Посредством
АСТУЭ
запросить
объем
электроэнер
-
гии
,
зафиксированный
счетчиком
на
противоположном
конце
линии
,
и
сравнить
его
с
объемом
,
зафиксирован
-
ным
счетчиком
на
рассматриваемой
подстанции
.
Для
локализации
места
возникновения
небаланса
рассчиты
-
вают
небаланс
для
каждого
класса
напряжения
.
В
нор
-
мальном
случае
величина
небаланса
положительная
,
то
есть
отдается
энергии
меньше
на
величину
потерь
в
энер
-
гоустановке
,
при
отрицательном
значении
небаланса
(
ге
-
нерация
)
проводится
анализ
актов
небаланса
за
преды
-
дущие
месяцы
и
выявляется
присоединение
,
на
котором
количество
принятой
(
отпущенной
)
электроэнергии
кар
-
динально
возросло
/
уменьшилось
(
как
правило
,
это
след
-
ствие
увеличения
падения
напряжения
от
ТН
до
прибора
учета
в
цепях
приема
электроэнергии
).
Анализируется
ра
-
бота
приборов
учета
линий
,
подающих
электроэнергию
,
на
присоединение
с
зафиксированным
небалансом
.
Для
поиска
причины
возникновения
небаланса
необходимо
снять
вольт
-
амперные
характеристики
(
ВАХ
)
в
местах
,
где
ранее
выявили
наличие
небаланса
.
При
снятии
ВАХ
контролируется
наличие
,
равномер
-
ность
нагрузок
и
напряжений
по
всем
фазам
,
правильность
монтажа
прибора
учета
(
чередование
фаз
).
Нормальной
яв
-
ляется
нагрузка
индуктивного
типа
(
рисунок
1
а
).
Емкостная
же
нагрузка
(
рисунок
1
б
)
проявляется
при
значительной
про
-
Рис
. 1.
Векторные
диаграммы
индуктивной
(
а
)
и
емкостной
(
б
)
нагрузок
а
)
б
)
40
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(5),
июнь
2017
тя
жен
нос
ти
и
малой
загруженности
линии
(
в
наших
регио
-
нах
—
сис
темно
).
Основываясь
на
данных
векторной
диаграммы
,
опреде
-
ляются
дальнейшие
действия
по
поиску
небаланса
.
Чаще
всего
это
нарушения
в
схемах
вторичных
цепей
или
неис
-
правность
какого
-
либо
средства
измерения
узла
учета
.
ВНЕШНИЙ
ОСМОТР
,
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
ВТОРИЧНЫХ
ЦЕПЕЙ
ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО
КОМПЛЕКСА
В
состав
измерительного
комплекса
входят
трансформато
-
ры
тока
(
ТТ
),
трансформаторы
напряжения
(
ТН
),
счетчики
электрической
энергии
,
датчики
импульсов
,
сумматоры
и
их
линии
связи
.
Измерительные
трансформаторы
явля
-
ются
источниками
питания
цепей
тока
и
напряжения
при
-
боров
учета
.
Векторная
диаграмма
и
действующие
значения
напря
-
жения
и
тока
,
полученные
посредством
системы
АСТУЭ
,
могут
быть
недостоверными
вследствие
поломки
прибора
учета
или
неполадки
во
вторичных
цепях
масштабных
пре
-
образователей
.
Для
исключения
этого
фактора
необходимо
произвести
осмотр
и
техническое
обслуживание
вторичных
цепей
измерительного
комплекса
.
Поддержание
надле
-
жащего
технического
состояния
вторичных
цепей
имеет
большое
значение
для
достоверности
измерительного
процесса
комплекса
.
О
неисправности
вторичных
цепей
могут
говорить
такие
факторы
,
как
искаженная
векторная
диаграмма
,
несимметричная
нагрузка
и
падение
напряже
-
ния
.
При
осмотре
и
техническом
обслуживании
вторичных
цепей
должны
выполняться
следующие
операции
:
–
снятие
векторных
диа
-
грамм
;
–
проверка
состояния
затяжки
контактных
соединений
;
–
проверка
вторичных
цепей
первичным
током
и
напряжением
от
посторонних
источников
тока
и
напряжения
.
Проверку
измерительно
-
го
комплекса
первичным
то
-
ком
и
напряжением
следует
производить
для
окончатель
-
ной
проверки
исправности
и
правильности
подключения
средств
измерения
к
цепям
тока
и
напряжения
и
самих
трансформаторов
тока
и
на
-
пряжения
.
Проверку
следует
производить
при
подаче
тока
и
напряжения
непосред
-
ственно
в
первичные
обмотки
трансформаторов
тока
и
напря
-
жения
.
Для
того
чтобы
во
время
проверки
не
нарушить
токо
-
вые
цепи
,
измерения
токов
следует
производить
с
помощью
специальных
токоизмерительных
клещей
,
имеющихся
в
воль
-
тамперфазометрах
,
например
,
в
приборах
РЕТОМЕТР
-
М
2
производства
НПП
«
Динамика
»,
приборах
Парма
ВАФ
-
А
про
-
изводства
ООО
«
Парма
».
Одним
из
способов
является
проверка
от
однофазных
нагрузочных
устройств
(
мы
применяем
комплект
КТ
-01).
Схемы
проверки
для
разных
соединений
трансформаторов
тока
приведены
на
рисунке
2.
Первичный
ток
подают
пооче
-
редно
на
каждый
трансформатор
тока
или
на
два
последо
-
вательно
включенных
трансформатора
тока
и
увеличивают
до
тех
пор
,
пока
ток
во
вторичных
цепях
трансформаторов
тока
не
достигнет
10–20%
номинального
значения
тока
трансформаторов
тока
.
Измеряя
токи
во
вторичных
цепях
,
проверяют
исправность
токовых
цепей
,
правильность
их
соединения
и
правильность
установленного
коэффициента
трансформации
трансформаторов
тока
.
При
этом
в
схеме
«
неполной
звезды
» (
рисунок
2
а
)
зна
-
чения
токов
в
фазных
проводах
должны
быть
одинаковыми
,
а
значение
тока
в
нулевом
проводе
равно
сумме
токов
,
про
-
текающих
в
фазных
проводах
.
В
схеме
«
полной
звезды
» (
рисунок
2
б
)
значения
токов
в
фазном
проводе
проверяемого
трансформатора
тока
и
ну
-
левом
проводе
должны
быть
равны
между
собой
.
Убедившись
в
правильности
сборки
схемы
и
должном
техническом
состоянии
вторичных
цепей
измерительных
трансформаторов
,
переходят
к
следующему
шагу
опреде
-
ления
причины
небаланса
электроэнергии
—
определению
действительной
погрешности
средств
измерений
.
Рис
. 2.
Схема
проверки
вторичных
цепей
трансформаторов
тока
первичным
током
от
однофазно
-
го
источника
тока
(
КТ
-01):
а
— «
неполная
звезда
»;
б
— «
полная
звезда
»
б
)
а
)
Снижение
потерь
электроэнергии
41
КАЛИБРОВКА
СРЕДСТВ
ИЗМЕРЕНИЙ
УЗЛА
УЧЕТА
Одним
из
существенных
факторов
ТБ
является
неисправность
прибора
уче
-
та
электроэнергии
или
несоответствие
его
основной
относительной
погрешно
-
сти
,
заявленной
паспортными
данными
средства
измерения
.
Вследствие
чего
необходимо
произвести
калибровку
при
-
бора
учета
на
месте
его
эксплуатации
.
Калибровка
осуществляется
методом
сравнения
счетчика
с
эталоном
(
установ
-
ка
для
поверки
счетчиков
электроэнергии
ЦУ
6804
М
—
переносная
;
недостаток
—
отсутствует
оптопорт
для
считывания
оптических
импульсов
)
производства
АО
«
Энергомера
»
и
т
.
п
.
Счетчик
подключают
к
поверочной
установке
в
соответствии
со
схемой
подключения
.
Калибровку
проводят
по
ГОСТ
8.584-2004 (
ГСИ
) «
Счетчики
статические
активной
электрической
энергии
переменного
тока
.
Методика
поверки
»
согласно
эксплуатационным
документам
на
по
-
верочную
установку
.
Средствами
калибровки
,
не
имеющими
источников
тока
и
напряжения
,
невозможно
провести
калиб
ровку
счетчика
в
полном
объеме
.
Вследствие
режимов
эксплуатации
и
влияющих
факто
-
ров
,
погрешность
измерительных
трансформаторов
тока
«
уходит
в
минус
» —
в
сторону
«
недо
учета
» (
в
основном
это
относится
к
ТТ
с
номинальным
током
до
150
А
и
открытыми
магнитными
сердечниками
на
напряжения
6, 10
кВ
).
Уве
-
личивается
ИП
,
что
приводит
к
возникновению
небаланса
электроэнергии
на
подстанции
.
Для
предотвращения
этого
фактора
необходимо
производить
калибровку
измеритель
-
ных
трансформаторов
тока
.
Калибровку
трансформаторов
тока
проводят
по
ГОСТ
8.217-2003 (
ГСИ
) «
Трансформаторы
тока
.
Методика
повер
-
ки
»
с
использованием
рабочего
эталона
ИТТ
3000.5
и
при
-
бора
сравнения
КТ
-01
по
схеме
рисунка
3.
Значения
относительной
токовой
погрешности
калибру
-
емого
трансформатора
тока
f
в
процентах
и
абсолютной
угловой
погрешности
в
минутах
принимают
равными
зна
-
чениям
токовой
и
угловой
погрешностей
,
отсчитываемым
по
шкалам
прибора
сравнения
.
Погрешности
определяют
:
а
)
для
трансформаторов
тока
,
выпускаемых
по
ГОСТ
23624,
и
трансформаторов
тока
классов
0,2S
и
0,5S,
выпускае
-
мых
по
ГОСТ
7746,
при
значениях
первичного
тока
,
со
-
ставляющих
1, 5, 20, 100
и
120%
от
номинального
значе
-
ния
,
и
при
номинальной
нагрузке
,
а
также
при
значении
первичного
тока
100%
или
120%
от
номинального
зна
-
чения
и
нагрузке
,
равной
нижнему
пределу
диапазона
нагрузок
,
установленному
для
соответствующих
классов
точности
;
б
)
для
трансформаторов
тока
классов
точности
от
0,1
до
1,
выпускаемых
по
ГОСТ
7746,
при
значениях
первичного
тока
,
составляющих
5, 20, 100%
от
номинального
значе
-
ния
и
при
номинальной
нагрузке
,
а
также
при
значении
первичного
тока
,
равного
120%,
и
нагрузке
,
равной
ниж
-
нему
пределу
диапазона
нагрузок
по
ГОСТ
7746;
в
)
для
трансформаторов
тока
классов
точности
от
3
до
10,
выпускаемых
по
ГОСТ
7746,
при
значениях
первич
-
ного
тока
100%
или
120%
от
номинального
значения
и
нагрузке
,
равной
50%
ее
номинального
значения
,
но
не
менее
нижнего
предела
нагрузки
,
установленного
для
соответствующего
класса
точности
,
а
также
при
значении
первичного
тока
50%
от
номинального
зна
-
чения
и
номинальной
нагрузке
;
г
)
для
трансформаторов
тока
классов
точности
5
Р
и
10
Р
,
выпускаемых
по
ГОСТ
7746,
при
номинальном
токе
и
номинальной
нагрузке
.
При
положительных
результатах
калибровки
дела
-
ют
запись
в
соответствующем
разделе
формуляра
на
средство
измерения
,
оформляется
протокол
калибровки
установленного
образца
и
заверяется
оттиском
калибро
-
вочного
клейма
,
на
средство
измерения
наносится
оттиск
калибровочного
клейма
.
При
отрицательных
результа
-
тах
калибровки
оформляют
извещение
о
непригодности
с
указанием
причин
неисправности
,
производится
замена
средства
измерения
—
прибора
учета
или
трансформа
-
тора
тока
.
Рис
. 3.
Схема
калибровки
с
использованием
рабочего
эталона
,
выполненного
по
схеме
двухступенчатого
трансформатора
тока
: ~ —
сеть
(
генератор
); T
P
—
регулирую
-
щее
устройство
(
автотрансформатор
); T
П
—
понижающий
силовой
трансформатор
;
Т
О
—
рабочий
эталон
ИТТ
3000.5; T
X
—
калибруемый
трансформатор
тока
;
Л
1,
Л
2 —
контактные
зажимы
первичной
обмотки
;
И
1,
И
2 —
контактные
зажимы
вторичной
обмотки
;
К
1,
К
2 —
контактные
зажимы
дополнительной
вторичной
обмотки
; Z —
на
-
грузка
;
ПС
–
прибор
сравнения
КТ
-01
42
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(5),
июнь
2017
Измерительные
трансформаторы
тока
на
уровни
напря
-
жения
35, 110
кВ
практически
не
«
выходят
»
из
класса
точно
-
сти
в
процессе
эксплуатации
,
следовательно
,
причина
воз
-
никновения
небаланса
кроется
в
недопустимом
превышении
падения
напряжения
во
вторичных
цепях
и
возможной
неис
-
правности
прибора
учета
.
Измерительные
трансформаторы
напряжения
(
ТН
)
не
калибруем
(
отсутствует
дорогостоящее
оборудование
),
поэтому
пользуемся
услугами
Государственных
метроло
-
гических
центров
(
ГМЦ
).
Стабильность
заявленных
техни
-
ческих
характеристик
и
запас
прочности
ТН
очень
высоки
и
сохраняются
в
процессе
длительной
эксплуатации
.
ИЗМЕРЕНИЕ
ПАДЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
ОТ
ТН
ДО
СЧЕТЧИКА
Существенным
фактором
небаланса
электроэнергии
на
под
-
станциях
110/35/10
кВ
является
падение
напряжения
в
ли
-
ниях
соединения
приборов
учета
электроэнергии
с
вторич
-
ными
обмотками
измерительных
ТН
Определение
значений
падения
напряжения
U
выполняется
согласно
«
Методике
выполнения
измерений
потерь
напряжения
в
линиях
со
-
единения
счетчиков
электрической
энергии
с
вторичными
обмотками
измерительных
трансформаторов
напряжения
».
Используется
метод
одновременного
измерения
напряже
-
ния
на
вторичной
обмотке
трансформатора
напряжения
(
вход
шкафа
ТН
на
уровнях
напряжения
35, 110
кВ
или
вход
-
ных
контактах
АП
50
на
уровне
6, 10
кВ
)
и
напряжения
на
входе
счетчика
электроэнергии
измерительным
комплексом
ЦВ
8535 (
далее
—
ЦВ
8535),
состоящим
из
ведомого
и
базо
-
вого
блока
.
ЦВ
8535
измеряет
и
обрабатывает
данные
в
со
-
ответствии
с
программным
обеспечением
,
результаты
из
-
мерений
записываются
в
энергонезависимую
память
в
виде
протоколов
установленного
образца
.
При
выполнении
измерений
падения
напряжения
долж
-
ны
быть
выполнены
следующие
операции
:
1.
Программирование
ЦВ
8535.
На
этом
этапе
производят
синхро
-
низацию
времени
и
даты
начала
измерений
,
определяют
диа
-
пазон
и
количество
измерений
посредством
соединения
между
собой
базового
и
ведомого
блока
кабелем
интерфейса
.
2.
Измерение
падения
напряжения
.
Для
выполнения
данной
опе
-
рации
клеммы
базового
блока
ЦВ
8535
подключают
к
выходным
клеммам
трансформатора
напря
-
жения
,
а
клеммы
ведомого
блока
к
соответствующим
клеммам
счетчика
электрической
энергии
.
Схема
соединения
приведена
на
рисунке
4.
При
наступлении
запрограммированного
времени
начала
измерений
на
табло
базового
и
ведомого
блоков
отобразятся
значения
измеренных
напряжений
.
Одновременно
производится
занесение
этих
значений
в
энергонезависимую
память
каждого
блока
.
3.
Просмотр
и
оформление
результатов
измерений
.
На
данном
этапе
производится
синхронизация
базового
и
ведомого
блока
между
собой
кабелем
интерфей
-
са
и
просматриваются
значения
падения
напряжения
в
вольтах
и
процентах
.
Результаты
измерений
ЦВ
8535
записываются
в
прото
-
кол
и
сравниваются
с
допустимыми
значениями
.
При
превышении
значения
падения
напряжения
допу
-
стимой
величины
измерения
проводят
по
участкам
линии
и
определяют
элемент
цепи
,
создающий
повышенное
па
-
дение
напряжения
.
Как
правило
,
это
переходной
контакт
на
клеммных
колодках
,
автоматическом
выключателе
,
ис
-
пытательном
блоке
,
переключателе
объединения
цепей
напряжения
,
испытательной
коробке
(
в
исключительном
случае
—
кабель
).
Работы
по
выявлению
причины
небаланса
выполняют
аттестованные
в
установленном
порядке
на
право
про
-
ведения
калибровочных
работ
сотрудники
калибровочной
лаборатории
службы
измерений
и
метрологии
(
СИМ
)
в
со
-
ответствии
с
НТД
.
Выявленную
причину
небаланса
устраняет
соответствую
-
щая
служба
.
На
фотографиях
—
работники
СИМ
выявляют
причину
небаланса
на
подстанции
«
Плаксейка
» 110/35/10
ЭС
ПЭС
филиала
ПАО
«
МРСК
Северного
Кавказа
» — «
Ставро
-
польэнерго
».
С
целью
получения
достоверной
и
своевременной
ин
-
формации
о
балансе
центра
питания
все
средства
измере
-
ния
,
участвующие
в
процессе
учета
электроэнергии
,
подле
-
жат
калибровке
(
поверке
)
в
соответствии
с
утвержденными
Рис
. 4.
Схема
подключения
ЦВ
8535:
ТН
—
шкаф
ТН
или
«
вход
АП
50»,
СЭ
—
счетчик
электрической
энергии
Снижение
потерь
электроэнергии
43
Измерение
погрешности
Подключение
КТ
-01
к
ТТ
графиками
калибровки
(
поверки
)
средств
измерений
и
графиком
измерения
падения
напряжения
.
Масштабные
преобразователи
являются
первичными
сред
-
ствами
измерения
состояния
режима
энергосистемы
(
диспет
-
черское
управление
)
и
источниками
функционирования
систе
-
мы
защиты
РЗА
.
Работы
по
калибровке
средств
измерений
узлов
учета
упреж
-
дают
риск
возникновения
небаланса
и
повышают
надежность
энергосистемы
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
устройства
электроустановок
(
ПУЭ
),
раздел
6.
Из
-
дание
7,
переработанное
и
дополненное
с
изменениями
.
2.
РД
34-09-101-94.
Типовая
инструкция
по
учету
электро
-
энергии
при
ее
производстве
,
передаче
и
распределении
.
3.
Приказ
Минэнерго
РФ
от
30.12.08
№
326 «
Об
организации
в
Министерстве
энергетики
Российской
Федерации
работы
по
утверждению
нормативов
технологических
потерь
элек
-
троэнергии
при
ее
передаче
по
электрическим
сетям
».
4.
СО
34.35.302-2006.
Инструкция
по
организации
и
производ
-
ству
работ
в
устройствах
релейной
защиты
и
электроавто
-
матики
электростанций
и
подстанций
.
5.
ГОСТ
8.217–2003.
Межгосударственный
стандарт
.
Государ
-
ственная
система
обеспечения
единства
измерений
.
Транс
-
форматоры
тока
.
Методика
поверки
.
6.
ГОСТ
7746–2001.
Межгосударственный
стандарт
.
Транс
-
форматоры
тока
.
Общие
технические
условия
.
7.
ГОСТ
8.216–2011.
Межгосударственный
стандарт
.
Государ
-
ственная
система
обеспечения
единства
измерений
.
Транс
-
форматоры
напряжения
.
Методика
поверки
.
8.
ГОСТ
1983–2001.
Межгосударственный
стандарт
.
Транс
-
форматоры
напряжения
.
Общие
технические
условия
.
9.
ГОСТ
8.584–2004.
Межгосударственный
стандарт
.
Государ
-
ственная
система
обеспечения
единства
измерений
.
Счетчи
-
ки
статические
ак
-
тивной
электричес
-
кой
энергии
пере
-
менного
тока
.
Ме
-
тодика
поверки
.
10.
МВИ
16-001-2015.
Методика
выпол
-
нения
измерения
потерь
напряже
-
ния
в
линиях
со
-
единения
счетчи
-
ков
электрической
энергии
с
вторич
-
ными
обмотками
измерительных
трансформаторов
напряжения
изме
-
рительным
ком
-
плексом
ЦВ
8535.
Программирование
ЦВ
8535
Подключение
ведомого
блока
ЦВ
8535
к
прибору
учета
Оригинал статьи: Выявление причины небаланса центра питания
В статье отражены причины возникновения небаланса центров питания (подстанций 110/35/10/6 кВ) и практические методы выявления причины возникновения небаланса в филиале ПАО «МРСК Северного Кавказа» — «Ставропольэнерго».
