Нормально допустимые и предельно допустимые отклонения основных параметров сети напряжением до 1000 в:

▪частота сети ±0,2Гц и ±0,4Гц соответственно;

▪напряжение ±5 и ±10% соответственно.

Нормально допустимая и предельно допустимая несимметрия напряжений по обратной и нулевой последовательностям -2 и 4% соответственно.

Нормально допустимые и предельно допустимые искажения синусоидальной формы напряжения определены следующими границами:

▪коэффициент искажения- 8 и 12% соответственно;

Нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения:

▪3-я 5-7,5% соответственно;

▪5-я 6-9% соответственно;

▪7-я 5-7,5% соответственно;

▪9-я 1,5-2% соответственно;

▪11-я 3,5-5% соответственно;

▪13-я 3,0-4.5% соответственно;

▪15-я 0,3-0,5%соответственно;

▪17-я 2-3% соответственно;

▪19-я--25-я 1,5-2% соответственно

Приборы учёта

Приборы учёта (в основном индукционные) производились до 1980 г. с классом точности 2,5. Предпосылкой для появления электронных счётчиков было не только развитие электроники, но и необходимость реализации более сложных функций, чем простой накопительный учёт электроэнергии в связи с ростом стоимости энергоносителей (внедрение многотарифного учёта, технологий АСКУЭ, переход на более высокий класс точности приборов). 1 января 1996 года вступил в силу новый ГОСТ 6570-96 "Об энергосбережении". Он предписывал запрещение поверки счетчиков класса 2,5 и оснащение ЖКХ современными счетчиками класса 2,0 с высокой перегрузочной способностью (30А и более).

Устаревшие модели могут служить лишь до истечения своего межповерочного интервала и, следовательно, подлежат замене.

Ресурс повышения класса точности индукционных счетчиков (выше 2,0) был практически исчерпан и возможен лишь с использованием высокоточного оборудования и прецизионной регулировки, что делает его стоимость неоправданно высокой. Пока себестоимость электронных счетчиков не сравнялась с индукционными, но постоянно стремится к этому. Ресурс уменьшения цены далеко не исчерпан. Уменьшение массогабаритных параметров уже сдерживается необходимостью сохранения старых присоединительных размеров. Создается обманчивое впечатление в неизбежности ухода индукционных счетчиков. Безусловно, преимущества электронных счетчиков, перечисленные ниже, неоспоримы: 1. высокий класс точности (0,2S, 0,5S);

2. сохранение высокого класса точности в условиях низких и быстропеременных нагрузок;

3. многотарифность - возможность работы по различным тарифам; 4. возможность учета разных видов энергии одним прибором; 5. возможность измерений показателей количества и качества энергии и мощности;

6. возможность длительного хранения данных учета и доступа к ним;

7. возможность фиксации несанкционированного доступа и случаев хищения электроэнергии;

8. возможность дистанционного съема показателей по различным цифровым интерфейсам;

9. возможность расчета потерь;

10. возможность создания современных АСКУЭ; 11. возможность учета одним прибором разных видов энергии в двух направлениях.

Есть декларируемые преимущества, но не бесспорные: 1. Защищенность от традиционных методов хищения электроэнергии; 2. Большой срок межповерочного интервала (МПИ), до 16 лет, но это-результат ускоренных испытаний.

Имеющиеся недостатки:

1. практическая беззащитность от коммутационных и грозовых перепадов напряжения;

2. высокая цена;

3. недостаточное количество сервисных центров.

Но везде ли эти преимущества так важны? И так ли критичны эти недостатки. Высокий класс точности, безусловно, нужен в точках учета, где проходят огромные количества энергии. И стоимость этих счетчиков (Кл.0,2; 0,5) существенно выше. А в бытовом секторе класса 2,0 вполне достаточно! Многотарифность - безусловное преимущество электронного счетчика. Возможность учета двух видов энергии в бытовом секторе на сегодня вообще не актуальна.

Преимущества электронных счётчиков – в отсутствии следующих недостатков индукционных счётчиков:

1. низкий класс точности (2,0);

2. рост погрешности при снижении нагрузки;

3. нарушение метрологических характеристик при быстропеременной нагрузке;

4. нарушение метрологических характеристик при несинусоидальном токе;

5. слабая защита от традиционных методов хищения электроэнергии;

6.ограниченные возможности дистанционного съема данных;

7. повышенное собственное потребление по цепям тока и напряжения; 8. необходимость использования в точке учета нескольких счетчиков по видам энергии.

Они актуальны при больших нагрузках, в ответственных точках учета в местах, где необходимо контролировать мощность, качество электроэнергии и т. д. и где более высокая стоимость счетчика, безусловно оправдана и есть возможность дистанционно контролировать его работоспособность.

В представленной таблице указаны некоторые данные трёхфазных счётчиков

№, п/п	Тип счётчика	Класс точности,%	МПИ, лет	Cр.стоимость руб.
1	СА4У-И672	2,0	6	1500
2	МЕРКУРИЙ	0,5-1,0	8	1400-2100
3	СТЭ 561	1,0-2.0	10	2500-3000
4	СЕ 301 МТ	0,5-1,0	10	4000
5	КАСКАД 310	2,0	16	от 5500
6	ЦЭ 2727	1,0	16	3000-4000
7	ДЕЛЬТА	1,0-2,0	8	от 9000
8	НЕВА МТ 323	1,0-2,0	12	3000
9	СЭТ-4ТМ	0,5-1,0	10	2000
10	ЦЭ 6803	1,0-2,0	16	от 1600
11	АЛЬФА	0,2-0,5	12	от 8000
12	ПСЧ-3Т	1,0	10	4000-8000

Все представленные в таблице счётчики являются электронными, кроме индукционного счётчика СА4У-И672. Относительно простые электронные счётчики (позиции 2-7) измеряют и фиксируют активную (активную + реактивную) энергию (мощность), являются многотарифными (от 4-х до 8-и тарифов), могут использоваться в составе АСКУЭ. Микропроцессорные многофункциональные счётчики (позиции 8-12) могут фиксировать более сорока параметров, в том числе:

• Токи и напряжения фаз;

• Активную, реактивную и полную мощности сети;

• Активную, реактивную и полную мощности фаз;

• Коэффициент мощности cos φ сети и каждой фазы;

• Фазные углы векторов напряжений и токов;

• Значение второй гармоники по фазам напряжения;

• Значение второй гармоники по фазам тока;

• Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и тока;

• Частоту сети.

Программное обеспечение позволяет отслеживать следующие основные параметры:

• Напряжение сети (понижение, превышение).

• Провалы напряжения.

• Направление чередования фаз (АВС, СВА).

• Пониженный ток в каждой фазе.

• Повышенный ток в каждой фазе.

. Цена счётчика зависит от класса точности, количества тарифов, количества измеряемых, вычисляемых и отображаемых параметров.

Документация.

Перед началом инструментального обследования предприятие должно представить пакет документов, отражающий состав потребителей, сведения о потреблении, передаче и учёте электроэнергии, копии договоров, регламентирующих отношения предприятия с электроснабжающей организацией, данные по состоянию и обслуживанию электрооборудования, а именно:

▪копии договоров с электроснабжающей организацией;

▪копии актов разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности с электроснабжающей организацией;

▪общая схема электроснабжения предприятия;

▪схемы всех ТП с указанием подключённых нагрузок;

▪сведения по ТП (данные трансформаторов и оборудования, год ввода в эксплуатацию);

▪данные по воздушным и кабельным линиям, типы кабелей, их длины;

▪годовые объёмы поставки и потребления электроэнергии за последние 5 лет;

▪сведения о величине суммарных годовых потерь за последние 5 лет, нормативные потери;

▪данные по годовому потреблению электроэнергии каждым трансформатором;

▪организация учёта потребления и передачи электроэнергии на предприятии, типы счётчиков , их класс и место установки ,отдельно для:

─ коммерческих счётчиков для расчётов с поставщиком;

─ технических счётчиков в отдельных подразделениях;

─ коммерческих счётчиков для учёта электроэнергии, отданной на сторону;

▪данные по ежемесячным расчётам за электроэнергию за последние 5 лет (общее количество потреблённой электроэнергии, а также отдельно по регулируемой и нерегулируемой составляющим с указанием тарифов);

▪штатное расписание подразделения (отдела), отвечающего за электрическое хозяйство предприятия;

▪копии сертификатов, дающих право на проведение регламентированных работ, в частности, свидетельство о регистрации электролаборатории;

▪графики технического обслуживания электрооборудования, оборудования ТП и электрических сетей;

▪графики проведения испытаний (изоляции, заземлений и т.п.), протоколы измерений;

▪перечень силовых потребителей электроэнергии по направлениям потребления (двигатели, электротермическое, сварочное оборудование и т.п.) с указанием основных технических данных (напряжения, мощности, тока),а также режимов их работы;

▪перечень осветительных приборов (тип, мощность, количество ламп, режим работы, способы управления);

▪результаты замеров рабочих токов потребителей электроэнергии (двигателей, термоустановок и пр.);

▪наличие высоковольтных потребителей электроэнергии на предприятии;

▪перечень собственных автономных источников электроэнергии;

▪перечень мероприятий по снижению потребления электроэнергии, внедрённых на предприятии за последние 5 лет;

▪план мероприятий по снижению потребления электроэнергии на ближайшие годы.

Потери электроэнергии:

▪в воздушных линиях;

▪в кабельных линиях;

▪в трансформаторах.

Потери в высоковольтных сетях:

▪на корону;

▪ в высоковольтном оборудовании;

▪в изоляторах;

▪в изоляции кабелей;

▪на плавку гололёда.

Технические потери:

▪условно-постоянные;

▪нагрузочные (переменные).

Потери (расход) на собственные нужды. Потери из-за погрешностей приборов учёта

Условно-постоянные потери:

▪потери хх трансформаторов (∆Pхх);

▪потери на корону;

▪потери в компенсаторах РМ;

▪потери в счётчиках;

▪потери в изоляции кабелей;

▪потери в изоляторах;

▪потери в проводах и шинах;

▪расход ЭЭ на плавку гололёда;

▪расход ЭЭ на собственные нужды.

Переменные (нагрузочные) потери:

▪в трансформаторах(∆Pнагр.=к_з ∆Pкз);

▪в воздушных и кабельных линиях;

▪в токоограничивающих реакторах.

Мероприятия по снижению потерь: ▪отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок (на ТП с 2-мя и более трансформаторами;

▪отключение трансформаторов на ТП с сезонной нагрузкой;

▪замена недогруженных трансформаторов;

▪выравнивание нагрузок по фазам;

▪применение средств определения мест повреждений;

▪установка недостающих счётчиков;

▪установка счётчиков повышенных классов точности;

▪установка счётчиков с функцией учёта потерь на линиях и в трансформаторах;

▪снижение расходов на собственные нужды:

-на отопление (охлаждение) помещений ТП, внутреннее и внешнее освещение ;

-оптимизация числа и режимов работы вентиляторов охлаждения трансформаторов.