Проверки работоспособности системы АВР

Климатические условия при проведении измерений

Температура воздуха _______ ° С. Влажность воздуха _______ %. Атмосферное давление _______ мм. рт. ст.

Цель измерений (испытаний)

_____________________________________________________________________________________________________

^{(для целей сертификации)}

Нормативные и технические документы, на соответствие требованиям которых проведены измерения (испытания):

_____________________________________________________________________________________________________

Результаты измерений

№ п/п	Типовое обозначение АВР, место установки	Номинальный ток	Тип реле контроля фаз	Тип силовых контакторов (секционных выключателей)	Напряжение срабатывания реле контроля фаз, В		Время (задержка по времени) отключения основного ввода, с		Время переключения с основного ввода на резервный
					допустимое	измеренное	допустимое	измеренное	по паспорту	измеренное
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
			А(L 1)			А(L 1)
			B (L 2)			B (L 2)
			С(L 3)			С(L 3)

2. Измерения проведеныприборами:

№ п/п	Тип	Заводской номер	Метрологические характеристики		Дата поверки		№ аттестата (свидетельства)	Орган государственной метрологической службы, проводивший поверку
			Диапазон измерения	Класс точности	последняя	очередная
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Примечания: 1. Время отключения основного ввода и переключения с основного ввода на резервный измеряется при имитации пропадания напряжения на основном вводе.

2. гр. 8, 9 заполняется при наличии требований энергосбытовой организации по задержке срабатывания АВР.

Выводы:

Заключение:

___________________________________________________________________________________________________________________

Испытания провели: _______________ _______________ _______________

^{(должность) (подпись) (Ф. И. О.)}

_______________ _______________ _______________

^{(должность) (подпись) (Ф. И. О.)}

Протокол проверил: _______________ _______________ _______________

^{(должность) (подпись) (Ф. И. О.)}

Частичная или полная перепечатка и размножение только с разрешения испытательной лаборатории.

Исправления не допускаются.

Протокол распространяется только на элементы электроустановки, подвергнутые испытаниям.

XII. ИСПЫТАНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА ДО 1000 В

1. ЦЕЛЬ ИСПЫТАНИЙ

Испытания трансформаторов тока проводятся с целью определения соответствия их параметров паспортным данным и требованиям нормативных документов.

При испытаниях трансформаторов тока проверяются:

- соответствие типа и параметров проверяемого трансформатора тока указанному в проекте;

- отсутствие внешних механических повреждений;

- степень защищенности контактов вторичной обмотки от несанкционированного доступа к ним;

- правильность присоединения первичных и вторичных обмоток согласно схеме подключения;

- соответствие измеренных параметров (коэффициента трансформации, характеристики намагничивания, сопротивления изоляции) данным завода-изготовителя и требованиям нормативных документов: ГОСТ 7746-2001; п. 1.7.18 ПУЭ, пп. 20.1; 20.4; 20.5 Приложения 3 ПТЭЭП.

2. ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Работы по испытанию трансформаторов тока проводятся со снятием напряжения и выполняются по распоряжению бригадой из двух человек, каждый из которых должен иметь не ниже III группы по электробезопасности.

Перед началом испытаний первичная обмотка должна быть заземлена, а незадействованные в испытаниях вторичные обмотки должны быть замкнуты. Лабораторные автотрансформаторы (ЛАТР) должны быть расположены на резиновых диэлектрических коврах, работы по испытаниям трансформаторов тока также следует проводить стоя на резиновых диэлектрических коврах.

3. ПРОВЕРКА КОЭФФИЦИЕНТА ТРАНСФОРМАЦИИ

3.1. Нормируемые величины

В соответствии с ГОСТ 7746-2001 пределы допускаемых токовых погрешностей вторичных обмоток для измерения и учета в рабочих условиях приведены в таблице 20.

Таблица 20

Класс точности	Первичный ток, % номинального значения	Предел допускаемой токовой погрешности, %	Предел вторичной нагрузки, % номинального значения
0,1	5	± 0,4	25 - 100
	20	± 0,2
	100 - 120	± 0,1
0,2	5	± 0,75
	20	± 0,35
	100 - 120	± 0,2
0,2 S	1	± 0,75
	5	± 0,35
	20	± 0,2
	100	± 0,2
	120	± 0,2
0,5	5	± 1,5
	20	± 0,75
	100 - 120	± 0,5
0,5 S	1	± 1,5
	5	± 0,75
	20	± 0,5
	100	± 0,5
	120	± 0,5
1	5	± 3,0
	20	± 1,5
	100 - 120	± 1,0
3	50 - 120	± 3,0	50 - 100
5		± 5,0
10		± 10

Относительная токовая погрешность трансформаторов тока с достаточной степенью точности может быть выражена:

где: I ₁ - ток первичной обмотки;

К_п - паспортное значение коэффициента трансформации;

К - реальное значение коэффициента трансформации.

Тогда относительная токовая погрешность трансформатора тока с достаточной степенью точности может быть определена погрешностью его коэффициента трансформации (далее по тексту «собственная погрешность трансформатора тока»).

В соответствии с требованиями п. 1.8.17.5 ПУЭ и п. 20.5 Приложения 3 ПТЭЭП отклонение измеренного коэффициента трансформации от паспортного не должно превышать 2 %.

Однако отклонение измеренного коэффициента трансформации от паспортного значения определяется собственной погрешностью трансформатора тока и погрешностью измерений:

где: d _к - результирующая относительная погрешность определения коэффициента трансформации;

d - относительная погрешность измерений, определяемая в соответствии с п. 3 главы I настоящих методических рекомендаций;

d _т - максимально допустимая собственная погрешность трансформатора тока, которая определяется по таблице 20 в зависимости от его нагрузки.

Из этого следует, что для объективной оценки технического состояния испытываемого трансформатора тока необходимо, чтобы результирующая погрешность определения коэффициента трансформации (d _к) также не превышала 2 %. Анализируя данное условие получаем:

Для наиболее широко используемых в системах учета электрической энергии трансформаторов тока класса точности 0,5 (максимальная собственная погрешность при 5 % нагрузке - 1,5 %) классы точности применяемых приборов должны обеспечивать погрешность измерений не более 1,32 %.Для трансформаторов тока класса точности 3 и более объективная оценка коэффициента трансформации по данной методике невозможна. В этих случаях необходим их демонтаж и испытания в специализированных лабораториях в соответствии с указаниями ГОСТ 7746-2001.

3.2. Измерительные схемы

Коэффициент трансформации трансформаторов тока определяется отношением токов в первичной и вторичной обмотках или напряжений на вторичной и первичной обмотках.

Проверка коэффициента трансформации проводится на смонтированной электроустановке по одной из схем, представленных на рис. 30а и рис. 30б.

Рис. 30а. Схема измерений для проверки коэффициента трансформации трансформаторов тока методом измерений токов

Рис. 30б. Схема измерений для проверки коэффициента трансформации трансформаторов тока методом измерений напряжений

ТТ - проверяемый трансформатор тока;

ТТ_и - измерительный трансформатор тока;

НУ - нагрузочное устройство;

РН - регулятор напряжения (ЛАТР).

Определение коэффициента трансформации обоими методами производится в трех контрольных точках: при 5 %, 20 % и 120 % значениях номинального тока первичной обмотки. При определении коэффициента трансформации методом измерения токов испытательный ток устанавливается нагрузочным устройством и контролируется амперметром А₁. При определении коэффициента трансформации методом измерения напряжений ток вторичной обмотки устанавливается из расчета .

В первом случае коэффициент трансформации определяется отношением , во втором - .

Использование двух последовательно соединенных РН в схеме рис. 31б необходимо для обеспечения плавности регулировки тока вторичной обмотки, так как дискретность изменения тока при использовании одного РН превышает 1А, что не позволяет точно установить требуемый испытательный ток.

Отклонение коэффициента трансформации определяется из соотношения:

3.3. Проведение измерений

Перед проведением измерений необходимо рассчитать результирующие погрешности определения коэффициента трансформации в каждой контрольной точке измерений (5 %, 20 % и 120 % значениях номинального тока) исходя из метрологических характеристик используемых приборов.

При проведении измерений по схеме рис. 30а результирующая погрешность определения коэффициента трансформации вычисляется по формуле (п. 3 разд. I настоящих рекомендаций):

где: d _т - собственная погрешность проверяемого трансформатора в каждой контрольной точке измерений, определяется по таблице 21;

d _ти - собственная погрешность измерительного трансформатора определяется аналогично;

I _1пр - предел шкалы амперметра А₁;

I _1изм - значение устанавливаемого испытательного тока в каждой контрольной точке измерений;

I _2пр - предел шкалы амперметра А₂;

I _2изм - ожидаемое значение тока вторичной обмотки ;

g ₁ и g ₂ - классы точности амперметров А₁ и A ₂.

Измерения следует проводить при температуре окружающей среды (20 ± 5) ° С, аналоговые (стрелочные) приборы надо располагать на горизонтальной поверхности с целью исключения дополнительных погрешностей измерения. Погрешность измерений цифровых приборов от их расположения не зависит.

При проведении измерений по схеме рис. 30б результирующая погрешность определения коэффициента трансформации вычисляется по формуле:

где: d _т - собственная погрешность проверяемого трансформатора;

V _1пр - предел шкалы вольтметра V ₁;

V _1изм - измеренное значение напряжения на первичной обмотке в каждой контрольной точке измерений;

g ₁ - класс точности вольтметра V ₁;

V _2пр, V _2изм, g ₂ - аналогичные параметры прибора и измеренное значение напряжения на вторичной обмотке.

Погрешность амперметра можно не учитывать, так как она незначительно влияет на результирующую погрешность определения коэффициента трансформации.

В каждой контрольной точке измерений и не должны превышать 2 %.

Если это условие не выполняется, необходимо использовать приборы более высокого класса точности.

Рекомендуется использовать цифровые измерительные приборы, погрешности которых в меньшей степени зависят от значения измеренной величины.

Например, у мультиметров типа MY 68 при нахождении измеренной величины в диапазоне (0,25 - 1) предела измерений паспортное значение погрешности измерений остается практически неизменным (на пределе измерения 326 мВ погрешность измерения составляет ± 0,5 % ± 2 единицы разрешающей способности; на остальных пределах измерения напряжения - ± 0,8 % ± 3).

4. ПРОВЕРКА ХАРАКТЕРИСТИКИ НАМАГНИЧИВАНИЯ

В соответствии с требованиями п. 1.8.17 ПУЭ, п. 20.4 Приложения 3 ПТЭПП характеристика намагничивания (зависимость напряжения на вторичной обмотке от тока намагничивания в ней) в каждой контрольной точке не должна отличаться от значений, измеренных на заводе-изготовителе или однотипном исправном трансформаторе тока, более чем на 10 %. Снятие характеристики намагничивания проверяемого трансформатора тока целесообразно проводить в тех же контрольных точках, в которых проверяется коэффициент трансформации (5 %, 20 % и 120 % значения I _{1 n} / K _п, где I _{1 n} - номинальный ток первичной обмотки).

Измерения проводятся по схеме рис. 30б одновременно с проверкой коэффициента трансформации. Результирующая погрешность измерений в этом случае будет меньше предельно допустимого отклонения (10 %) характеристики намагничивания.

5. ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

У трансформатора тока напряжением до 1000 В измеряется сопротивление изоляции вторичной обмотки относительно соединенных между собой корпуса и заземленной первичной обмотки. Измерения производятся мегаомметром с выходным напряжением 1000 В при присоединенных вторичных цепях в соответствии с разделом IV настоящих рекомендаций.

Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.

6. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

Результаты измерений оформляются протоколом, форма которого прилагается.

____________________________________________________ ^(наименование организации, предприятия)
____________________________________________________
Свидетельство о регистрации № ________________________	Заказчик: ____________________________________________
Действительно до «___» ____________________ 200 г.	Объект: _____________________________________________
Лицензия Минэнерго РФ № ____________________________	Адрес: ______________________________________________
Действительна до «____» _________________ 200 г.	Дата проведения измерений: до «____» _____________ 200 г.

ПРОТОКОЛ № _____