Что соответствует определению технического учета электроэнергии: Вопрос: Что соответствует определению технического учета электроэнергии? : Смотреть ответ

22.Что соответствует определению технического учета электроэнергии?

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,  

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете  функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь  вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии  все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз. 
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы,  попадете на главную страницу.
«Главная» -  отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» -  выпадет список разделов, нажав на один из них,  попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

 

 

 

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

• Первая кнопка выводит форму входа в систему для зарегистрированных пользователей.
• Вторая кнопка выводит форму обратной связи через нее, Вы можете написать об ошибке или просто связаться с администрацией сайта.
• Третья кнопка выводит инструкцию, которую Вы читаете. 🙂
• Последняя кнопка с изображением книги ( доступна только на билетах) выводит список литературы необходимой для подготовки.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.

На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

С уважением команда Тестсмарт.

Технический и коммерческий учет электроэнергии: в чем разница?

Постоянный рост стоимости такого ресурса как электроэнергия, требует обеспечивать возможность поиска способов снижения уровня потребления данного вида ресурса. Достаточно эффективно разрешает данную проблему применение таких способов, как например технический учет электроэнергии, в совокупности с системами коммерческого учёта электрической энергии.

Технический учет электроэнергии

Под техническим учётом электроэнергии понимают учёт электроэнергии, которая вырабатывается, передаётся и потребляется на конкретном предприятии, в целях осуществления эффективного контроля и различных нужд технического характера.

Современный технический учёт электроэнергии обладает целым рядом специфических особенностей непосредственного применения, к которым в том числе, относятся:

• сбор и обработка информации получаемой с большого количества датчиков;
• формирование отчётов разного типа;
• доступ к получаемым данным большого количества специалистов;
• ведение обширной базы данных;
• и многое другое.

Рис. 1 – Структурная схема беспроводной технической системы учета электроэнергии

Применение систем технического учёта электроэнергии является сугубо внутренним делом конкретного предприятия, и полученная в результате данного учёта информация предназначается для непосредственного использования исключительно внутри означенного предприятия. Для сторонних же организаций полученные данные не являются юридически значимыми.

Коммерческий учет электроэнергии

Собственно, коммерческий учёт электроэнергии представляет собой точный учёт количества электроэнергии, которая была отпущена тому или иному потребителю для определения в финансовом выражении расчёта за поставку.

Непосредственное проведение коммерческого учёта осуществляет так называемая автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ), деятельность которой подпадает под действие специального законодательства об обеспечении единства измерений.

Рис. 2 – Структурная схема АСКУЭ

Вся автоматическая система, а также каждый из её элементов в отдельности в обязательном порядке должны быть подвергнуты аттестации, а также пройти поверку в специальном центре стандартизации и метрологии. После прохождения данных процедур, на систему должны быть выданы специальные установленного образца сертификаты. Также дважды за год должны проводится специальные мероприятия, в ходе которых осуществляется тщательная проверка точности работы всей системы в целом, и каждого подсоединения в отдельности.

В принципе, коммерческий учет электроэнергии с использованием автоматизированных систем, позволяет с высокой степенью эффективности разрешить проблемы общего определения точного использования отпускаемой тому или иному потребителю электроэнергии, а также предусматривает возможность в необходимых случаях обеспечивать снижение тарифов на приобретаемую электроэнергию.

Эффективность комплексного подхода

Комплексное использование автоматизированных систем технического и коммерческого учёта электроэнергии позволяет обеспечить очевидный выраженный экономический эффект. А также значительно повышает ответственность непосредственных потребителей за эффективное использование получаемой ими электрической энергии. Кроме того, это является для потребителей стимулом к проведению специальных мероприятий направленных на обеспечение энергосбережения, а также непосредственного сокращения энергопотребления.

О беспроводной системе технического учета электроэнергии подробнее здесь: www.panpwr.ru

Техтребования к системам учета электроэнергии

Данные технические требования к системам учета электрической энергии разработаны на основе требований Основных положений функционирования розничных рынков (утверждены Постановлением Правительства РФ №442 от 04.05.2012) (далее – ОПФРР), требований НП «Совет рынка» к коммерческим системам учета субъектов ОРЭ(М), Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), ГОСТ 7746–2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», ГОСТ 1983–2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия», Правил устройства электроустановок (Главы 1.5 и 3.4) (далее – ПУЭ), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. N 6) (далее – ПТЭЭП), Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок и определяют технические параметры систем учета, расположенных на присоединениях 0,4\6\10\35\110 кВ ПС, РП, ТП АО «ЕЭСК» и в электроустановках потребителя.

Целью создания требований является оптимизация процесса построения коммерческих систем учета электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК» для более эффективного и точного определения объемов покупаемой и продаваемой электроэнергии, и, как следствие, для снижения объемов потерь электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК». Данный документ увязан с п.2.8.5. Информационно-измерительные системы коммерческого и технического учёта Положения о технической политике АО «ЕЭСК» в распределительном электросетевом комплексе.

I. Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК»

1. Системы коммерческого (в том числе контрольного) и технического учета на вновь сооружаемых или модернизируемых ПС 110/35/20/10/6 кВ должны удовлетворять требованиям действующей редакции Приложения 11.1. «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учёта электрической энергии (мощности). Технические требования» 

к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка НП «Совет рынка», далее – «Требования к АИИС КУЭ ОРЭ(М)»).

2. АИИС КУЭ подстанции должна выполняться по проекту, прошедшему экспертизу в АО «АТС». Выбор оборудования зависит от титула проекта – новое строительство или модернизация, и должен осуществляться на основе Требований к АИИС КУЭ ОРЭ(М).

2.1. Система должна строиться на принципах существующей структуры АИИС КУЭ АО «ЕЭСК». В противном случае она должна строиться как новая независимая система.

2.2. Разработку АИИС КУЭ необходимо выполнить отдельным проектом при обязательном согласовании с проектировщиком основной системы – ООО «Прософт-Системы», в случае построения на принципах существующей АИИС. При необходимости внести изменения в структурную схему. Проектирование необходимо осуществлять с учётом приведённых ниже требований:

2.2.1. Необходимо выполнить проверку выбранных номиналов измерительных обмоток трансформаторов тока и напряжения по первичным и вторичным нагрузкам. На отходящих фидерах проектировать трансформаторы тока во всех трёх фазах. После выбора оборудования произвести расчёт погрешности ИИК с оформлением паспортов-протоколов.

2.2.2. Электросчетчик должен быть подключен к измерительным трансформаторам через испытательную коробку, предусматривающую возможность замены электросчетчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (кроме счетчиков прямого включения).

2.2.3. Класс точности трансформаторов тока 220/110/35/20/10/6 кВ должен быть не хуже 0,2S.

2.2.4. Класс точности трансформаторов напряжения 220/110/35/20/10/6 кВ – 0,2.

2.2.5. На линиях 220/110/35 кВ необходимо предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALX-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием).

2.2.6. На вводах трансформаторов 220/110/35/20/10/6 кВ и ТСН проектом предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALXQ-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием).

2.2.7. На отходящих фидерах 20/10/6 кВ проектом необходимо предусмотреть замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики СЭТ-4ТМ.03M кл.точности 0,2S в модификациия 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием.

2.2.8. Предусмотреть систему резервного питания счётчиков подстанции.

2.2.9. Предусмотреть замену УСПД, тип исполнения УСПД Эком-3000М RM (4xRS-232, 8xRS-485, 2 блока питания, GPS, сетевая плата, вынесенные модули грозозащиты. Питание от запроектированной системы питания оборудования АСУЭ, связи, АИИС КУЭ. Место размещения – стойка 19”.

2.2.10. Информационные кабели, используемые в цепях АИИС КУЭ, применять медные, экранированные, с оболочкой, не поддерживающие горение.

 

II. Требования к системам коммерческого и технического учета в распределительной сети АО «ЕЭСК» (ТП, РП 20\10\6\0,4 кВ)

1. При новом строительстве или модернизации РП, ТП АО «ЕЭСК», имеющих присоединения приёма электроэнергии в сеть АО «ЕЭСК» (присоединения оптового рынка электроэнергии), требования к системам учёта таких объектов совпадают с требованиями Раздела 1 

– Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК».

2. Для РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей, сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.1.

3. Для существующих РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.2.

4. Все приборы учета, устанавливаемые в рамках нового строительства или реконструкции электроустановок АО «ЕЭСК», должны включаться в систему АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

 

III. Требования к системам коммерческого учета, расположенным в электроустановках потребителей с напряжением 110/35/20/10/6/0,4 кВ

1. Требования к системам учёта электроустановок потребителей сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых

1.1. Требования к приборам учета:

1.1.1. Выбор класса точности:

• Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. (ОПФРР п.138).

• В многоквартирных домах, присоединение которых к объектам электросетевого хозяйства осуществляется вновь, на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем подлежат установке коллективные (общедомовые) приборы учета класса точности 1,0 и выше (ОПФРР п.138).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности:

- для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше;

- для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше.  (ОПФРР п.139).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.139).

• Для учета реактивной мощности, потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, имеется условие о соблюдении соотношения потребления активной и реактивной мощности, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности. При этом указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность. (ОПФРР п.139)

• Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.141).

1.1.2. Направление и вид учитываемой энергии:

• Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 150 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности. Для присоединений, работающих в реверсивных режимах, выбираются приборы учёта с возможностью фиксации количества электроэнергии по приёму и по отдаче. (Приказ Минромэнерго РФ от 22 февраля 2007г. № 49, ОПФРР п.139)

1.1.3. Спецификация ПУ:

• Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 670кВт, для измерения почасовых объёмов потребляемой электроэнергии вновь устанавливаемые ПУ должны быть электронными, с энергонезависимой памятью, позволяющей хранить профиль нагрузки, настроенный на 60 минутные интервалы. Глубина хранения профиля мощности 90 дней и более. ПУ должны иметь функцию резервного питания. Интерфейсы обмена данными – оптопорт и RS-485 (при использовании ПУ в составе собственной АИИС должны использоваться ПУ с двумя RS-485 – один выход для включения в АИИС АО «ЕЭСК», второй – для собственных целей).

• Для граждан-потребителей, чьи электроустановки непосредственно присоединены к сетям АО «ЕЭСК», для включения в автоматизированную систему учёта электрической энергии рекомендуется установка приборов учёта электрической энергии в точке присоединения. Прибор учета должен обеспечивать автоматическую передачу данных по двум независимым каналам связи (силовому проводу PLC и по одному из радиоканалов 433 МГц или 2,4ГГц) до устройства сбора, установленного в ТП либо напрямую на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

• Диапазон рабочих температур выбираемого ПУ должен соответствовать условиям его эксплуатации, но, как правило, не должен быть хуже – 40+50 С.

1.1.4. Способ и схема подключения.

• На присоединениях 0,4 кВ при нагрузке до 100А включительно применять ПУ прямого включения.

• При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13).

1.1.5. Требования к поверке.

• На вновь устанавливаемых однофазных и трёхфазных счётчиках должны быть действующая поверка, пломбы государственной поверки (ПУЭ п.1.5.13). Наличие действующей поверки ПУ подтверждается предоставлением подтверждающего документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

1.1.6. Требования к местам установки ПУ.

• Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27).

• Счётчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м (ПУЭ п.1.5.29) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

• Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ). Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съёма счетчика с лицевой стороны (ПУЭ п.1.5.31).

• При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38).

1.2. Способ передачи информации:

• Через GSM/GPRS модем на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК» напрямую из ПУ. В большинстве случаев на группу ПУ устанавливается один модем. Выбор типа GSM/GPRS модема осуществляется после согласования с АО «ЕЭСК».

• При согласовании с АО «ЕЭСК» возможна передача данных из АИИС КУЭ потребителя, внесённой в Государственный реестр средств измерений, сданной в установленном порядке в промышленную эксплуатацию и имеющей действующее свидетельство о поверке.

Для периодического контроля состояния измерительного комплекса используется возможность непосредственного считывания данных из ПУ через оптопорт.

1.3. Требования к измерительным трансформаторам тока:

При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы тока (ТТ) должны соответствовать следующим требованиям.

1.3.1. Класс точности – не хуже 0,5S.

1.3.2. При полукосвенном и косвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах.

1.3.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта.

1.3.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36).

1.3.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.3.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления. (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1)

1.3.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23).

1.3.8. Трансформатор тока должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.3.9. Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями (ПТЭЭП 2.11.18).

1.3.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

1.4 Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы напряжения (ТН) должны соответствовать следующим требованиям.

1.4.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

1.4.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН.

1.4.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН). При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН. (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.4.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1).

1.4.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п. 3.4.24).

1.4.6. ТН должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.4.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

1.5. Требования к измерительным цепям:

1.5.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

1.5.2. Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. Электропроводка должна обеспечивать возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам:

голубого цвета – для обозначения нулевого рабочего или среднего проводника электрической сети;

двухцветной комбинации зелено-желтого цвета – для обозначения защитного или нулевого защитного проводника;

двухцветной комбинации зелено-желтого цвета по всей длине с голубыми метками на концах линии, которые наносятся при монтаже – для обозначения совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводника;

черного, коричневого, красного, фиолетового, серого, розового, белого, оранжевого, бирюзового цвета – для обозначения фазного проводника (ПУЭ п. 2.1.31).

1.5.3. Жилы контрольных кабелей для присоединения под винт к зажимам панелей и аппаратов должны иметь сечения не менее 1,5 мм (а при применении специальных зажимов – не менее 1,0 мм) для меди; для неответственных вторичных цепей, для цепей контроля и сигнализации допускается присоединение под винт кабелей с медными жилами сечением 1 мм;

Монтаж цепей постоянного и переменного тока в пределах щитовых устройств (панели, пульты, шкафы, ящики и т. п.), а также внутренние схемы соединений приводов выключателей, разъединителей и других устройств по условиям механической прочности должны быть выполнены проводами или кабелями с медными жилами. Применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами для внутреннего монтажа щитовых устройств не допускается (ПУЭ п.3.4.12).

1.5.4. Присоединения токовых обмоток счётчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить отдельно от цепей защиты и электроизмерительными приборами (ПУЭ п. 1.5.18).

1.5.5. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п. 2.11.18).

1.5.6. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования  (ПТЭЭП п.2.11.18). Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений.

1.5.7. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

1.5.8. Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения. (ПУЭ п.1.5.19).

1.5.9. Для косвенной схемы подключения прибора учета вторичные цепи следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки. Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования. (ПУЭ п.1.5.23).

1.6. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе:

1.6.1. Должна обеспечиваться возможность полного визуального осмотра со стационарных площадок вводных устройств ВЛ, КЛ, а также вводных доучётных электропроводок оборудования для выявления доучётного подключения электроприёмников.

1.6.2. Собственники энергопринимающих устройств максимальная мощность, которых более 150 кВт обязаны предоставлять в сетевую организацию, разработанную проектную документацию.

1.6.3. Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.6.4. При нагрузке до 100А включительно, исключать установку рубильников до места установки узла учета (за исключением вариантов технического решения установки ПУ со встроенным отключающим реле). Для безопасной установки и замены счётчиков в сетях напряжением до 0,4 кВ должна предусматриваться установка вводных автоматов защиты (на расстоянии не более 10 м от ПУ) с возможностью опломбировки (ПУЭ п.1.5.36) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

1.6.5. Установку аппаратуры АВР, ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета.

1.7. Требования к составу документов на измерительные комплексы:

1. 7.1 Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок. (ОПФРР п.154).

1.7.2 Перед включением собственник энергопринимающих устройств (объектов по производству электрической энергии (мощности), объектов электросетевого хозяйства) должен согласовать со специалистами Службы учёта и баланса сети АО «ЕЭСК» места установки приборов учета, схемы подключения приборов учета и иных компонентов измерительных комплексов и систем учета, а также метрологических характеристик приборов учета. (ОПФРР п.148)

2. Требования к системам учёта существующих электроустановок потребителей

2.1. Требования к приборам учета:

2.1.1. Выбор класса точности:

• Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. Приборы учета класса точности ниже 2,0 используемые гражданами и в многоквартирных жилых домах могут быть использованы ими вплоть до истечения установленного срока их эксплуатации. По истечении установленного срока эксплуатации приборов учета такие приборы учета подлежат замене на приборы учета класса точности не ниже 2,0. (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности:

- для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше;

 - для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше.  (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.138, п.142).

• Приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность. (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.138, п.142).

2.1.2. Способ и схема подключения.

• При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13).

2.1.3. Требования к поверке:

• Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом метрологической поверки 2.11.18, а на зажимной крышке – пломбу энергоснабжающей организации (ПУЭ п.1.5.13).

• Наличие действующей поверки ПУ подтверждается наличием читаемой пломбы метрологической поверки и, как правило, предоставлением документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

2.1.4. Требования к местам установки ПУ.

• Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27).

• Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ). (ПУЭ п.1.5.31).

• При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38).

2. 2. Требования к измерительным трансформаторам тока:

2.2.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.2.2. При полукосвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах.

2.2.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта.

2.2.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36.).

2.2.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки. (ПТЭЭП п.2.11.18)

2.2.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления. (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1)

2. 2.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23).

2.2.8. Трансформатор тока должен иметь действующую метрологическую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). В случае отсутствия документов, трансформаторы тока считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 5 лет.

2.2.9. Предельные значения вторичной нагрузки трансформаторов тока класса точности 0,5 должны находиться в диапазоне 25–100% от номинальной (ГОСТ-7746–2015 трансформаторы тока).

2.2.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

2. 3. Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

2.3.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.3.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН.

2.3.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН. При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН (ПТЭЭП п.2.11.18).

2.3.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1).

2.3.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24).

2.3.6. Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). В случае отсутствия документов, трансформаторы напряжения считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 8 лет.

2.3.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

2.4. Требования к измерительным цепям:

2.4.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

2.4.2. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п. 2.11.18).

2.4.3. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования  (ПТЭЭП п.2.11.18). Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений.

2.5. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе:

2.5.1. Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18)

2.5.2. Установку ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета.

2.6. Требования к составу документов на измерительные комплексы:

2.6.1. Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок. (ОПФРР п. 154).

Паспорт-протокол оформляется по форме, указанной в Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94). и передаётся в ЕЭСК с копиями документов, указанных в пп. 2.1.3, 2.2.8 и 2.3.6 до получения справки о выполнении технических условий присоединения к сетям АО «ЕЭСК».

что о ней нужно знать

Что такое система учета электроэнергии АИИС КУЭ? Какой у нее принцип работы, область применения и особенности. Плюсы и минусы системы АИИС КУЭ.

В настоящее время энергосбытовыми организациями уделяется большое внимание автоматизированной системе учета электроэнергии. Контроль потребленной электроэнергии в реальном режиме времени позволяет эффективно использовать электроэнергию и экономить расходы на обслуживающий персонал. На автоматизированную систему учета переходят как юридические лица, так и многоквартирные дома, ТСЖ и садоводческие товарищества. Точный учет позволяет эффективно реагировать на изменение рынка при постоянном изменении тарифов. Это позволяет оперативно отслеживать мероприятия по энергосбережению. Чтобы получить необходимый результат, применяется автоматизированная информационно-измерительная система (она же АИИС КУЭ). В этой статье мы расскажем читателям сайта Сам Электрик, что это такое и какой принцип работы у данной системы.

Содержание:

Описание системы

АИИС КУЭ — это прогрессивная структура, которая позволяет осуществлять автоматизированный сбор данных отпускаемой и потребляемой электроэнергии. Тем самым позволяет получать достоверную информацию о потреблении энергии.

Она необходима ресурсоснабжающим организациям, хозяйствующим субъектам, собственникам жилья, государству. Развитие цифровой техники позволило создать и внедрить АИИС КУЭ. Рассмотрим что это такое.

Автоматизированная система представляет собой комплекс технических средств и программное обеспечение, которые позволяют обеспечить:

1. Дистанционное получение информации с интеллектуальных устройств индивидуального учета в режиме реального времени. Это «умные» счетчики, которые легко интегрируются в систему автоматизированного учета.
2. Передачу полученной информации в личный кабинет.
3. Обработку информации с перекачиванием в информационные системы, например, 1С, ГИС ЖКХ и другие.

На фото показаны «умные» счетчики:

Внедрение комплекса позволило упростить коммерческий учет электроэнергии. Аббревиатура расшифровывается как автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии. Кроме АИИС КУЭ встречается аббревиатура АСКУЭ, в ней применяются аналогичные устройства и программы сбора и обработки информации. Расшифровывается как автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

Принцип работы

Обе системы представляют аналогичные блок-схемы. Это трехуровневые ИИК системы.

Принцип работы программно-аппаратного комплекса заключается в следующем:

• У потребителя монтируются первичные приборы учета с возможностью передачи информации по выделенным каналам связи, через интернет или с помощью GSM модема. При этом для сбора не требуется обслуживающий персонал. Исключается человеческий фактор. Данные можно получить в любое время и за любой промежуток времени. Они устанавливаются на подстанции, на предприятии, т.е. у конечных потребителей. Это первичный уровень ИИК. Они подключаются к блочным концентраторам, которые усиливают сигнал и передают ее дальше. Это первый уровень сбора информации.
• Данные от интеллектуальных счетчиков поступают на сервер сбора. Где происходит первичная обработка информации. Второй уровень обеспечивает предварительную обработку данных в реальном времени. Происходит опрос, сбор информации и передача на третий уровень.
• Третий уровень получает данные с сервера сбора. С помощью программного обеспечения производит расчет и передает в сервер базы данных, где выполняется окончательная обработка данных. Администратор системы может вывести информацию на дисплей. При этом он имеет возможность не только контролировать потребленную электроэнергию, но и оперативно отключать электроэнергию конкретному потребителю. Имеется возможность провести визуальный контроль, который позволит провести анализ. Подготовить и распечатать отчетную документацию. В том числе и начисления для произведения оплаты за электроэнергию.

На рисунке снизу представлена блок-схема АИИС КУЭ:

Плюсы и минусы АИИС КУЭ

Использование цифрового учета потребления электроэнергии – это уже реалии настоящего времени.

Заключение

Можно с уверенностью сказать, что в недалеком будущем компании поставщики электроэнергии полностью будут принимать данные по цифровым каналам связи. Однако, сдерживающим фактором оказывается не только высокая стоимость.

Сложность в создании и внедрении АИИС КУЭ, отсутствие специалистов. Они не только должны знать, как работает система, но и как подключить и как установить ее. Все это будет тормозить внедрение.

На сегодня для создания системы необходимо собрать нормативные документы. Произвести предпроектное задание. Выбрать подрядчика. Разработать технические условия и техническое задание на АИИС КУЭ. После монтажа и наладки оборудования, комплекс передается в опытную эксплуатацию, по ее итогам принимается в промышленное использование.

Это длительный период. Поэтому, прежде чем устанавливать программно-аппаратный комплекс учета, необходимо запастись терпением, проработать вопрос, для чего нужна система. После чего принимать решение о внедрении комплекса.

Опубликовано: 07.09.2020 Обновлено: 07.09.2020 нет комментариев

S-E-08 - Спецификации для установки и использования счетчиков электроэнергии - Измерения Стандартные чертежи Канады для установок учета электроэнергии

Категория: Электроэнергия
Бюллетень: SE-08 (ред. 2)
Документы: SE-03, PS-E-08, E-24
Дата выпуска: 2012-10- 19
Дата вступления в силу: 2012-11-01
Заменяет: SE-08 (rev.1)

---

Содержание

---

1.0 Цель

Целью данной спецификации является официальное установление требований Measurement Canada (MC), относящихся к соответствующему подключению электросчетчиков к электрическим цепям, в которых юридические единицы измерения (LUM) предназначены для измерения для установления основы для оплаты. Первоначальный сводный пакет стандартных чертежей, который был создан MC в 1975 году, был изменен и дополнен, а затем переработан в электронный формат для облегчения размещения на веб-сайте MC.

2.0 Объем

Настоящая спецификация применяется ко всем установкам учета электроэнергии (а также к установкам автономных счетчиков), которые предназначены для использования в коммерческих счетчиках, за исключением систем учета нескольких потребителей (MCMS).

3.0 Полномочия

Данная спецификация выпущена в соответствии с разделом 12 (2) Правил по контролю за электроэнергией и газом (EGIR).

4.0 Терминология

Суммирование добавок

Способ аддитивного суммирования, при котором общее заявленное количество для данной юридической единицы измерения (LUM) устанавливается путем сложения этих значений LUM, зарегистрированных двумя или более отдельными счетчиками, подключенными между распределителем электроэнергии и покупателем.

Дедуктивное суммирование

Способ дедуктивного суммирования, при котором один счетчик подключается между распределителем электроэнергии и несколькими нагрузками (потреблением или генерацией), а дополнительные счетчики подключаются между этим счетчиком и всеми нагрузками, кроме одной. Этот способ суммирования используется для косвенного определения неизмеренной нагрузки путем вычитания значения всех измеренных нагрузок из значения общей измеренной нагрузки.

Установка учета электроэнергии

Установка, состоящая из более чем одного счетчика электроэнергии, установленных в одном и том же месте, и которая используется с целью получения основы для оплаты электроэнергии, поставляемой покупателю.( Положение об инспекции электроэнергии и газа (SOR / 86-131), раздел 2 (1)).

Счетчик

Определен в Законе об инспекции электроэнергии и газа (глава E-4, R.S.C), раздел 2 (1).

Автономный счетчик

Обозначает счетчик, предназначенный для прямого подключения к силовой цепи без использования внешних устройств, таких как измерительные трансформаторы или шунты.

5.0 Стандартные установки

Соединения для 5,1 счетчика

Каждый счетчик (включая измерительные трансформаторы), являющийся частью установки учета электроэнергии, должен быть подключен в соответствии с соответствующей схемой, установленной в Стандартных чертежах измерительной установки Канады. См. Приложение A.

5.2 Цветовые коды

Стандартные цветовые коды проводов

MC установлены в Приложении B. Цветовое кодирование проводов должно быть непрерывным от конца до конца.

5.3 Точки подключения напряжения

Все трансформаторы напряжения и / или клеммы напряжения счетчика должны быть подключены к линейной стороне измеряемой цепи (т. Е. Между источником питания и любыми трансформаторами тока).

5. 4 Нейтральный провод

Датчики тока, размещенные в нейтральном проводе цепи, не должны участвовать в определении количества любой допустимой единицы измерения.

6.0 Нестандартные установки

Подключение счетчика 6,1

Конфигурации подключения счетчика, отличные от указанных в Приложении A, могут использоваться в соответствии с условиями, установленными в разделе 4.2.1 Спецификации S-E-03 - Спецификации по установке и использованию счетчиков электроэнергии - Входные соединения и номиналы .

6.2 Цветовые коды

Цветовые коды, отличные от стандартных, приемлемы при соблюдении следующих требований:

1. четко различима разница между проводами тока и напряжения;
2. использование зеленого и белого цветов ограничено только целями, соответствующими требованиям Канадского электрического кодекса; и,
3. код совместим с другими установками, принадлежащими распределителю / подрядчику электроэнергии.

6. 3 Точки подключения напряжения

Клеммы для измерения напряжения счетчика могут быть подключены к стороне нагрузки измеряемой цепи при соблюдении следующих условий:

1. трансформатор тока кольцевого или «оконного» типа; и,
2. установка соответствует стандартному чертежу № 1305 или 1306 во всех других аспектах.

7,0 Вторичные обмотки трансформатора

7.1 Вторичные возвратные провода трансформатора тока могут быть разделены через один провод, соединенный от клемм счетчика к испытательному блоку / переключателю, при условии, что этот провод имеет достаточное сечение, чтобы выдерживать нагрузку, не создавая нагрузки, превышающей номинальную нагрузку трансформаторов. .

7.2 Вторичные обратные линии трансформатора напряжения могут быть разделены через один провод, соединенный от клемм счетчика к испытательному блоку / переключателю, при условии, что провод имеет достаточное сечение, чтобы не создавать нагрузку, превышающую номинальную нагрузку трансформаторов.

8.0 Заземление

8.1 Корпус каждого счетчика (включая измерительные трансформаторы), являющийся частью установки учета электроэнергии, должен быть соответствующим образом заземлен.

8.2 Вторичные провода измерительного трансформатора должны быть заземлены. Вторичные провода, которые соединены между собой, должны быть соединены и заземлены только в одной точке.

9,0 Итого

9.1 Суммирование добавок

9.1.1 Суммирование двух или более контуров может быть выполнено следующим образом:

1. через параллельное включение вторичных обмоток трансформатора тока (ТТ) или
2. за счет использования суммирующего трансформатора тока.

9.1.2 Параллельное включение вторичных обмоток ТТ допускается при соблюдении следующих условий:

1. параллельные цепи имеют одинаковое напряжение и частоту;Трансформаторы тока
2. имеют одинаковые передаточные числа;
3. цепи напряжения счетчика питаются от общей шины, к которой подключены первичные цепи; и,
4. номиналов счетчика достаточно для суммарной нагрузки.

9.1.3 Суммирующий трансформатор тока может использоваться при соблюдении следующих условий:

1. первичные цепи имеют одинаковое напряжение и частоту;
2. цепи напряжения счетчика питаются от общей шины, к которой подключены первичные цепи;
3. первичные обмотки суммирующих трансформаторов запитываются от соответствующих фаз первичных линий;
4. каждая первичная обмотка суммирующего трансформатора вместе со своим первичным трансформатором тока дает правильную пропорцию от общего вторичного тока; и,
5. общий множитель для суммирующего трансформатора представляет собой сумму отношений всех первичных трансформаторов тока, которые питают суммирующий трансформатор.

9.1.4 Суммирующий счетчик может состоять из двух или более полных счетчиков, питаемых от отдельных первичных цепей, которые питают общий регистр счетчика, при соблюдении следующих условий:

1. катушки напряжения каждого измерительного блока питаются от первичной цепи, которая питает токовые катушки соответствующего измерительного устройства; и,
2. каждая единица измерения вносит свой вклад в итоговое значение измерения из его правильной доли от общей нагрузки.

9.1.5 Суммирование единиц ВА / ВА-часов в суммируемых цепях должно выполняться только путем векторного сложения.

9.1.6 Пиковые потребности от нескольких устройств измерения потребления могут быть суммированы, только если интервалы потребления совпадают. Все устройства должны быть синхронизированы вместе таким образом, чтобы суммирование требований происходило в одном и том же интервале. Ошибка синхронизации не должна превышать 1,0% от длины интервала запроса.

9.2 Дедуктивное суммирование

9.2.1 Дедуктивное суммирование не допускается как средство определения количества юридической единицы измерения в отдельных торговых транзакциях измерения. Полученное в результате декларирование расчетного количества может отклоняться от истинного значения до степени, которая значительно превышает пределы погрешности, предписанные разделом 46 Правил контроля электроэнергии и газа . Такое отклонение в точности заявленного значения может произойти, даже если точность отдельных счетчиков соответствует установленным пределам погрешности.

Примечание: Подобно распределению по времени использования, вычитаемое суммирование, используемое исключительно для целей распределения измеренного и заявленного количества на несколько подколичеств для целей распределения ставок в рамках отдельной транзакции торгового измерения, разрешено.

10.0 Подключение дополнительных устройств

Реле, приборы, вспомогательные трансформаторы и другие устройства могут быть подключены между испытательным блоком / переключателем при условии, что они не влияют на точность измерения и не мешают проверке счетчика и / или установки.Кроме того, на месте должны быть доступны электрические схемы и все сведения о нагрузках для таких устройств.

11.0 4-проводные цепи с двухэлементными счетчиками

11.1 Соединение треугольником на тестовом блоке / переключателе

Стандартные чертежи (серия 3400-D), на которых показаны допустимые соединения треугольником, приведены в Приложении A.

11,2 ВА и ВА-час Измерение

Измерение вольт-ампер и вольт-ампер-часов разрешено в соответствии с требованиями, установленными в разделе 6 (b) документа PS-E-08 - Предварительные технические условия для установки и использования двухэлементных счетчиков электроэнергии .

11.3 Новые измерительные установки подпадают под действие политики, установленной в разделе 5.1 бюллетеня E-24 - Политика утверждения и использования 2½-элементных измерительных приборов . Это означает, что новые 4-проводные установки (с 1 апреля 2003 г.) не должны измеряться 2-элементными счетчиками.

12.0 Многофазные цепи, измеряемые однофазными счетчиками

Использование двух одноэлементных счетчиков для измерения трехфазной трехпроводной цепи и использование трех одноэлементных счетчиков для измерения трехфазной четырехпроводной цепи разрешено только в том случае, если единицы ватт-часов и / или вар. -часовая энергия измеряется.Одноэлементный счетчик должен быть утвержден как двунаправленный или нетто-счетчик. Эта форма измерения не допускается ни для измерения ВА-часов, ни для измерения потребления.

13.0 Редакции

Цель Редакции 2 - включить дополнительные чертежи для однофазных установок с испытательными блоками. В Приложение A были внесены поправки, чтобы удалить стандартные чертежи, изображающие счетчики, которые противоречат бюллетеню E-24: Политика по утверждению и использованию 2½ элементного счетчика , чертежи, представляющие устаревшие методы измерения, и чертежи счетчиков, которые в настоящее время являются устаревшими из-за их старинного рисунки).Внесены дополнительные изменения для исправления мелких ошибок и добавления недостающей информации. В этот документ также были внесены изменения, чтобы сделать его более доступным.

Цель Редакции 1 заключалась в том, чтобы включить разъяснение требований, относящихся к суммированию, раздел 9, и, следовательно, добавить определения для «аддитивного суммирования» и «дедуктивного суммирования». В раздел 5.4 внесены изменения, позволяющие подключать трансформаторы тока к нейтральному проводнику при условии, что они не участвуют в определении LUM.Раздел 9.1.6 добавлен для уточнения требований к суммированию при измерении спроса. Раздел 9.1. (c) и раздел 9.4 удалены, поскольку они больше не применяются. В раздел 12 внесены поправки, требующие двунаправленных счетчиков или счетчиков нетто, когда одноэлементные счетчики используются для измерения нагрузки в многофазных цепях.

Приложение A

Это приложение доступно как отдельный пакет из-за его большого размера.

Приложение B - Стандартные цветовые коды измерений Канады для установок учета электроэнергии

Таблица 1

Приложение	Фаза	Выводы трансформатора тока		Выводы напряжения
		Линия	Нагрузка	Строка	Нагрузка
3-фазный, 3-проводный, треугольник Двухэлементный измеритель 2 CT 2 ВЦ	А	Красный - Белый	Красный - Черный	Красный	Желтый
	B
	С	Синий - Белый	Синий - Черный	Синий	Белый
	N
3 фазы, 4 провода, Y Двухэлементный измеритель 3 ТТ, (дельта на тестовых звеньях) 2 ВЦ	А	Красный - Белый	Красный - Черный	Красный	Желтый
	B	Желтый - Белый	Желтый - Черный
	С	Синий - Белый	Синий - Черный	Синий	Белый
	N
3 фазы, 4 провода, Y Измеритель на 2 ½ элемента 3 CT 2 ВЦ	А	Красный - Белый	Красный - Черный	Красный	Желтый
	B	Желтый - Белый	Желтый - Черный
	С	Синий - Белый	Синий - Черный	Синий	Белый
	N
3 фазы, 4 провода, Y Измеритель на 2 ½ элемента 3 ТТ, (Y на трансформаторах) Без ТН; прямая связь.	А	Красный - Белый		Красный
	B	Желтый - Белый
	С	Синий - Белый		Синий
	N		Белый		Белый
3 фазы, 4 провода, Y Трехэлементный счетчик 3 ТТ, (Y на трансформаторах) 3 ВТ, (Y у трансформаторов)	А	Красный - Белый		Красный
	B	Желтый - Белый		Желтый
	С	Синий - Белый		Синий
	N		Белый		Белый
3 фазы, 4 провода, треугольник Трехэлементный счетчик 3 ТТ, (Y на трансформаторах) Без ТН; прямая связь.	А	Красный - Белый		Красный
	B	Желтый - Белый		Желтый
	С	Синий - Белый		Синий
	N		Белый		Белый
3 фазы, 4 провода, треугольник Двухэлементный измеритель 3 трансформатора тока (все вторичные к тестовым линиям) Без ТН; прямая связь.	А	Красный - Белый		Красный	Белый
	B	Желтый - Белый
	С	Синий - Белый		Желтый	Синий
	N		Белый
3 фазы, 4 провода, треугольник Двухэлементный измеритель Один 3-проводный ТТ, один 2-проводный ТТ, (все вторичные цепи для тестирования звеньев) Без ТН; прямая связь.	А	Красный - Белый	Красный - Черный	Красный	Белый
	B
	С	Желтый - Белый	Желтый - Черный	Желтый	Синий
	N

• Зеленый используется только для нетоковедущего заземляющего проводника
• Белый используется для токоведущей нейтрали или общего проводника

Дополнительная информация

Сообщалось о проблемах при использовании Chrome, Mozilla Firefox и Microsoft Edge.Если вы используете эти браузеры, сохраните форму на свой компьютер по адресу:

• щелкнув правой кнопкой мыши ссылку
• при выборе «Сохранить цель как»
• выбор кнопки Сохранить

Дата изменения:

2020-02-05

Какой автор-корреспондент?

Вы знакомы с терминами «автор-корреспондент» и «первый автор», но не знаете, что они на самом деле означают? Это распространенное сомнение, особенно в начале карьеры исследователя, но его легко объяснить: по сути, автор-корреспондент играет ведущую роль в процессе подачи рукописи для публикации, тогда как первый автор фактически является тем, кто провел исследование и написал рукопись.

Порядок авторов может быть организован в любом порядке, наиболее подходящем для исследовательской группы, но материалы должны подаваться соответствующим автором. Также может случиться так, что вы не состоите в исследовательской группе и хотите опубликовать свою статью независимо, так что вы, вероятно, будете соответствующим автором и первым автором одновременно.

Соответствующий автор Значение:

Автор-корреспондент - это лицо, которое несет основную ответственность за общение с журналом во время подачи рукописи, рецензирования и публикации.Как правило, он или она также гарантирует, что все административные требования журнала, такие как предоставление сведений об авторстве, одобрения комитета по этике, документации для регистрации клинических испытаний, а также сбор форм и заявлений о конфликте интересов, выполнены должным образом, хотя эти обязанности могут быть делегированы один или несколько соавторов.

Как правило, авторы-корреспонденты - это старшие исследователи или руководители групп с некоторым - или большим опытом - в процессе представления и публикации научных исследований.Это тот, кто не только внес значительный вклад в работу над статьей, но и имеет возможность гарантировать, что процесс публикации пройдет гладко и успешно.

Что должен делать автор-корреспондент?

Автор-корреспондент отвечает за несколько важных аспектов на каждом этапе распространения исследования - до и после публикации.

Если вы впервые пишете переписку, взгляните на эти 6 простых советов, которые помогут вам добиться успеха в этой важной задаче:

• Обеспечение соблюдения основных сроков
• Подготовить рукопись, готовую к отправке
• Составьте пакет для отправки
• Получить все данные об авторе правильно
• Обеспечение соблюдения этических норм
• Возглавьте открытый доступ

Короче говоря, автор-корреспондент несет ответственность за доведение исследований (и исследователей) до глаз общественности.Чтобы добиться успеха, а также потому, что на карту поставлена ​​репутация исследователей, авторы-корреспонденты всегда должны помнить, что качественный текст - это первый шаг, чтобы произвести впечатление на команду коллег или даже на более искушенную аудиторию. Команда профессионалов в области языков и переводов Elsevier всегда готова предоставить услуги по редактированию текста, которые предоставят наилучший материал для уверенного продвижения процесса подачи и / или публикации.

Кто является первым автором научной статьи?

Первым автором обычно является человек, внесший наиболее значительный интеллектуальный вклад в работу.Это включает в себя разработку исследования, сбор и анализ данных экспериментов и написание настоящей рукописи. Как первый автор, вам придется произвести впечатление на огромную группу игроков в процессах подачи и публикации. Но, прежде всего, если вы находитесь в исследовательской группе, вам нужно будет поймать взгляд соответствующего автора. Лучший способ уделить вашей работе должное внимание и доверие, которого вы ожидаете от своего автора, - это составить безупречную рукопись как с точки зрения научной точности, так и с точки зрения грамматики.

Если вы не уверены в письменном качестве своей рукописи и чувствуете, что от этого может зависеть ваша карьера, воспользуйтесь всеми преимуществами профессиональных услуг редактирования текста Elsevier. Они могут реально повлиять на признание вашей работы на каждом этапе, прежде чем она станет достоянием общественности.

Услуги редактирования языков от Elsevier Author Services:

С помощью наших услуг по редактированию языков мы исправляем ошибки корректуры и проверяем грамматику и синтаксис, чтобы убедиться, что ваша статья звучит естественно и профессионально.Мы также следим за тем, чтобы редакторы и рецензенты понимали научную основу вашей рукописи.

Обладая более чем столетним опытом публикации, Elsevier пользуется доверием миллионов авторов по всему миру.

Посмотрите наш видеоролик Elsevier Author Services - Language Editing, чтобы узнать больше о Author Services.

Что такое научная теория? | Определение теории

«То, как ученые используют слово« теория », немного отличается от того, как оно обычно используется в обычной публике, - сказал Хайме Таннер, профессор биологии в колледже Мальборо.«Большинство людей используют слово« теория »для обозначения идеи или догадки, которая есть у кого-то, но в науке слово« теория »относится к тому, как мы интерпретируем факты».

Процесс превращения в научную теорию

Каждая научная теория начинается с гипотезы. Научная гипотеза - это предлагаемое решение для необъяснимого явления, которое не укладывается в принятую в настоящее время научную теорию. Другими словами, согласно словарю Merriam-Webster Dictionary, гипотеза - это идея, которая еще не доказана.Если накапливается достаточно доказательств, чтобы поддержать гипотезу, она переходит к следующему этапу - известному как теория - в научном методе и становится допустимым в качестве действительного объяснения явления.

Таннер далее объяснил, что научная теория - это основа для наблюдений и фактов. Теории могут измениться или способ их интерпретации может измениться, но сами факты не изменятся. Таннер сравнивает теории с корзиной, в которой ученые хранят найденные факты и наблюдения.Форма этой корзины может измениться по мере того, как ученые узнают больше и включают больше фактов. «Например, у нас есть достаточно свидетельств того, что черты популяций становятся более или менее распространенными с течением времени (эволюция), поэтому эволюция - это факт, но всеобъемлющие теории эволюции, то, как мы думаем, что все факты связаны вместе, могут измениться как новые сделаны наблюдения за эволюцией ", - сказал Таннер Live Science.

Основы теории

Калифорнийский университет в Беркли определяет теорию как «широкое, естественное объяснение широкого круга явлений.Теории краткие, последовательные, систематические, предсказательные и широко применимые, часто интегрируя и обобщая многие гипотезы ».

Любая научная теория должна быть основана на тщательном и рациональном исследовании фактов. Факты и теории - это две разные вещи. В научном методе существует четкое различие между фактами, которые можно наблюдать и / или измерить, и теориями, которые представляют собой объяснения и интерпретации фактов учеными.

Важная часть научной теории включает утверждения, которые имеют последствия для наблюдения.Хорошая теория, такая как теория гравитации Ньютона, имеет единство, что означает, что она состоит из ограниченного числа стратегий решения проблем, которые могут быть применены к широкому кругу научных обстоятельств. Еще одна особенность хорошей теории заключается в том, что она сформирована на основе ряда гипотез, которые можно проверить независимо.

Развитие научной теории

Научная теория не является конечным результатом научного метода; теории могут быть доказаны или отвергнуты, как и гипотезы.По мере сбора дополнительной информации теории можно улучшать или модифицировать, так что точность прогнозов со временем становится выше.

Теории - это основа для развития научных знаний и практического использования собранной информации. Ученые используют теории, чтобы разработать изобретения или найти лекарство от болезни.

Некоторые думают, что теории становятся законами, но теории и законы играют отдельные и отличные роли в научном методе. Закон - это описание наблюдаемого явления в мире природы, которое выполняется каждый раз, когда его проверяют.Это не объясняет, почему что-то правда; он просто утверждает, что это правда. С другой стороны, теория объясняет наблюдения, собранные в ходе научного процесса. Итак, хотя закон и теория являются частью научного процесса, по данным Национальной ассоциации преподавателей естественных наук, это два очень разных аспекта.

Хорошим примером различия между теорией и законом является случай Грегора Менделя. В своем исследовании Мендель обнаружил, что две отдельные генетические черты могут проявляться независимо друг от друга у разных потомков.«И все же Мендель ничего не знал о ДНК или хромосомах. Только столетие спустя ученые открыли ДНК и хромосомы - биохимическое объяснение законов Менделя», - сказал Питер Коппингер, доцент кафедры биологии и биомедицинской инженерии в Rose-Hulman. Технологический Институт. «Только тогда ученые, такие как Т.Х.Морган, работавшие с плодовыми мушками, объяснили Закон независимого ассортимента, используя теорию хромосомного наследования.