Рефераты

Учебное пособие: Госстандарт России по электрооборудованию

1 Знак «+» означает, что испытания проводят; знак «— » — не проводят; буква «О» — испытания проводят, если они предусмотрены в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

2 Для трансформаторов класса напряжения 330 кВ и выше вместо испытания электрической прочности изоляции одноминутным напряжением промышленной частоты допускается проводить испытания электрической прочности изоляции напряжением коммутационного импульса.

3 Для трансформаторов с номинальной частотой 60 Гц все испытания проводят при частоте 50 Гц (кроме определения погрешностей емкостных трансформаторов), о чем должно быть указано в паспорте.

8.3 Общие положения

8.3.1 При испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу отдельные испытания, не влияющие на результаты других испытаний, предусмотренных таблицей 18, допускается проводить на разных трансформаторах (параллельные испытания).

Перечень параллельных испытаний следует устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.2 Допускается совмещение отдельных видов испытаний из перечисленных в 8.1.

8.3.3 Типоисполнения и число трансформаторов, подвергаемых каждому испытанию при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.4 При приемосдаточных испытаниях трансформаторы подвергают проверке методом сплошного контроля.

8.3.5 Допускается проводить испытания на сборочных единицах и деталях трансформаторов.

Допускается по согласованию между потребителем и изготовителем при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу засчитывать испытания трансформаторов других типов (серий), имеющих аналогичные конструктивные или технологические решения или одинаковые применяемые материалы, при наличии таких указаний в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.6 Последовательность испытаний может быть произвольной, если иные требования не установлены в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.7 При отрицательных результатах приемосдаточных, периодических и типовых испытаний после устранения дефектов повторные испытания проводят в полном объеме или в технически обоснованных случаях в сокращенном объеме: повторяют испытания, по которым получены неудовлетворительные результаты, испытания, которые могли повлиять на возникновение дефектов, а также те испытания, которые не проводились.

Если конкретные причины неудовлетворительного результата не установлены, повторные испытания по пунктам несоответствия проводят на удвоенном числе образцов.

Результаты повторных испытаний являются окончательными.

8.4 Квалификационные испытания

8.4.1 Порядок проведения квалификационных испытаний — по ГОСТ 15.001 и ГОСТ 15.309.

8.4.2 Допускается засчитывать в качестве квалификационных испытаний испытания опытных образцов, проведенные в соответствии с таблицей 18, если соблюдены следующие условия:

опытные образцы были изготовлены по технологии и на оборудовании, предусмотренных для серийного производства;

при изготовлении установочной серии не проводилась доработка конструкции, требующая проведения испытаний;

время, прошедшее после испытаний опытных образцов, не превышает срок, установленный для периодических испытаний.

Если эти условия не соблюдены, то при соответствующем техническом обосновании допускается засчитывать отдельные испытания, на результатах которых несоблюдение указанных условий не отражается.

8.5 Приемосдаточные испытания

Приемосдаточные испытания проводит служба технического контроля или другая уполномоченная на это служба предприятия-изготовителя.

Одновременно с приемосдаточными испытаниями каждый трансформатор должен подвергаться первичной поверке по правилам, принятым в стране-изготовителе, и по методике ГОСТ 8.216.

8.6 Периодические испытания

8.6.1. Периодические испытания следует проводить на трансформаторах серийного производства не реже одного раза в 5 лет.

Подтверждение средней наработки до отказа первый раз проводят через 10 лет после начала серийного производства, затем — не реже одного раза в 5 лет.

8.6.2 Если производство трансформаторов было прервано ко времени наступления срока очередных периодических испытаний, то при возобновлении выпуска следует проводить периодические испытания трансформаторов на образцах первой партии, изготовленной после возобновления производства.

До завершения отдельных (длительных по времени) испытаний, входящих в объем периодических испытаний, основанием для выпуска трансформаторов является протокол предыдущих периодических испытаний.

8.7 Типовые испытания следует проводить в полном или сокращенном объеме квалификационных испытаний при изменении конструкции, применяемых материалов или технологии производства, если эти изменения могут оказать влияние на характеристики или параметры трансформаторов.

В зависимости от характера вносимого изменения (изменений) испытаниям допускается подвергать отдельные сборочные единицы, детали, образцы материалов и др.

8.8 Испытания для утверждения типа и на соответствие утвержденному типу следует проводить по правилам, принятым в стране-изготовителе.

9 Методы контроля

9.1 Проверка на соответствие требованиям сборочного чертежа

9.1.1 Проверке подлежат:

габаритные1), установочные и присоединительные размеры, для которых на сборочном чертеже указаны предельные отклонения;

масса трансформатора1);

состояние поверхности наружных изоляционных частей;

состояние защитных покрытий наружных частей;

состояние площадок под заземляющие зажимы;

правильность заполнения табличек технических данных;

маркировка выводов;

комплектность.

1) Только при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, типовых, периодических и на соответствие утвержденному типу.

Проверку проводят внешним осмотром, измерением универсальным измерительным инструментом, при помощи шаблонов, а также взвешиванием трансформатора на весах общего применения или при помощи пружинного динамометра.

9.1.2 При приемосдаточных испытаниях размеры допускается проверять на деталях и сборочных единицах до сборки трансформатора.

9.1.3 Допускается определять массу трансформатора суммированием масс всех сборочных единиц.

9.2 Определение пробивного напряжения и тангенса угла диэлектрических потерь при испытании пробы масла — по ГОСТ 6581. Для трансформаторов с номинальным напряжением до 35 кВ включительно проба масла отбирается в тот же день из емкости, из которой масло заливается в трансформатор, а для трансформаторов с номинальным напряжением 110 кВ и выше — непосредственно из трансформатора. Порядок взятия пробы должен быть установлен в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.3 Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В для первичных обмоток незаземляемых трансформаторов и на 1000 В — для первичных обмоток заземляемых и вторичных обмоток всех трансформаторов.

9.4 Испытание электрической прочности изоляции — по ГОСТ 1516.2 и ГОСТ 22756.

При повторных испытаниях внутренней изоляции первичных обмоток, проводимых с целью проверки работоспособности трансформаторов после проведения испытаний других видов, испытательное напряжение должно быть не более 90 % испытательного напряжения, предусмотренного ГОСТ 1516.1 и ГОСТ 1516.3.

9.5 Измерение тока холостого хода — по ГОСТ 3481.1.

9.6 Определение погрешностей (6.15) и проверка группы соединения обмоток (5.10) —по ГОСТ 8.216. При испытании трехобмоточных трансформаторов обмотка, свободная от испытаний, должна быть разомкнута.

Для трехобмоточных трансформаторов, длительно работающих с включенными нагрузками на обеих вторичных обмотках, погрешности трансформаторов определяют с включением нагрузок на обе вторичные обмотки. Порядок распределения нагрузок между вторичными обмотками при определении погрешностей должен быть указан в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Примечания

1 Погрешности емкостных трансформаторов, предназначенных для работы в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц, определяют при частотах питающего напряжения 49,5 и 50,5 Гц.

2 Погрешности емкостных трансформаторов, предназначенных для работы в электрических цепях переменного тока частотой 60 Гц, определяют при частотах питающего напряжения 59,5 и 60,5 Гц.

3 Погрешности емкостных трансформаторов определяют при нагрузках, соответствующих всем классам точности. С разрешения Государственного центра по испытанию средств измерений (по специализации) по результатам испытаний для утверждения типа (по проверке соответствия утвержденному типу) трансформатора допускается проверять погрешности этих трансформаторов только по высшему классу точности.

4 Погрешности обмоток для защиты определяют при напряжениях 0,2 и 1,2 номинального значения.

5 При приемосдаточных испытаниях определение погрешностей электромагнитных трансформаторов проводят при меньшем числе значений напряжений и мощностей, если обоснованность такого уменьшения подтверждена квалификационными и типовыми испытаниями.

9.7 Напряжение на вводах разомкнутого треугольника вторичных дополнительных обмоток трехобмоточных трансформаторов (6.4) измеряют при нагрузке этих обмоток номинальной мощностью с коэффициентом мощности 0,8 (характер нагрузки — активно-индуктивный).

Для получения симметрии первичного фазного напряжения допускается испытывать трансформатор в питающей сети с заземленной нейтралью по схемам, изображенным на рисунках Б.9 и Б.10 приложения Б.

9.8 Напряжение на вводах разомкнутого треугольника вторичных дополнительных обмоток трехобмоточных трансформаторов (6.7), возникающее при замыкании одной из фаз первичных обмоток на землю, измеряют при номинальном значении нагрузки дополнительных обмоток и значении нагрузки основных вторичных обмоток, соответствующей низшему классу точности.

При этом трансформаторы включаются в сеть с изолированной нейтралью, а их линейные выводы первичных обмоток поочередно закорачивают на землю. Допускается проводить испытание на любых двух фазах трансформаторов.

Примечание — При испытаниях по 9.7 и 9.8 необходимо заземление дополнительных вторичных обмоток через пробивной предохранитель для трансформаторов, включаемых по схемам, изображенным на рисунках Б.4 и Б.5 приложения Б.

9.9 Испытание на нагрев при предельной мощности — по ГОСТ 3484.2 методом непосредственной нагрузки при питании номинальным напряжением со стороны первичной обмотки и распределением нагрузки согласно 5.4. При этом допускается контролировать только температуру обмоток по изменению сопротивления, а у маслонаполненных трансформаторов также температуру верхних слоев масла.

9.10 Испытание на устойчивость к длительным однофазным замыканиям питающей сети на землю проводят только для заземляемых трансформаторов, предназначенных для работы в сетях с изолированной нейтралью (6.6).

К трехфазным трансформаторам, а также к трехфазным группам однофазных трансформаторов, объединенных предприятием-изготовителем в единую конструкцию, подводят трехфазное практически синусоидальное и практически симметричное напряжение, равное наибольшему рабочему значению по ГОСТ 1516.3 с последующим замыканием одной из фаз первичной обмотки на землю. К однофазным трансформаторам подводят напряжение, равное 1,9 номинального.

При испытании трансформаторов вторичные обмотки должны быть нагружены мощностью, указанной в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

В этом режиме трансформаторы испытывают в течение 8 ч. Превышение температуры трансформаторов должно соответствовать 6.11.4.

Температуру трансформаторов, подвергающихся повышенному напряжению в течение 30 с (таблица 14), не контролируют.

После этих испытаний трансформаторы должны быть подвергнуты повторным испытаниям в объеме приемосдаточных.

9.11 Испытания на устойчивость к токам короткого замыкания проводят следующим образом.

К первичным обмоткам трансформаторов подводят напряжение, равное 0,9—1,05 номинального, при разомкнутых вторичных обмотках. Затем одну из вторичных обмоток с помощью специального устройства закорачивают и выдерживают режим в течение 1 с. При этом напряжение на выводах первичной обмотки должно сохраняться в указанных пределах.

Критерии оценки должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

При испытании электромагнитных трансформаторов и электромагнитных устройств емкостных трансформаторов напряжение допускается подводить со стороны вторичных обмоток при замкнутой накоротко первичной обмотке.

9.12 Работу трансформатора при переходных процессах проверяют с осциллографической записью или определением показателей процесса другими методами, обеспечивающими необходимую точность измерений.

9.12.1 Испытание на затухание переходного процесса при кратковременном коротком замыкании во вторичной цепи (6.13.1) проводят замыканием накоротко вводов основной вторичной обмотки трансформатора при опыте холостого хода. Падение напряжения во внешней цепи при этом должно быть не более 10 % номинального значения. Длительность переходного процесса определяют десять раз. Если хотя бы в одном случае длительность переходного процесса составит более 10 периодов номинальной частоты, то проводят дополнительно 90 аналогичных проверок. При этом длительность переходного процесса может быть от 10 до 15 периодов номинальной частоты не более чем в трех случаях из суммарных 100.

9.12.2 Испытание на скорость снижения вторичного напряжения до установленного значения (6.13.2) при внезапном коротком замыкании на зажимах первичной цепи проводят по два раза с наименьшей в высшем классе точности и наибольшей в низшем классе точности активно-индуктивной нагрузкой с коэффициентом мощности 0,8 и при мгновенном первичном напряжении, близком к нулевому и максимальному значениям. Эта проверка может быть проведена по схеме, изображенной на рисунке 2, соответствующей эквивалентной схеме емкостного трансформатора. Параметры эквивалентной схемы должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Допускается применять другие методы испытаний, которые должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.13 Методы и виды испытаний трансформаторов на устойчивость к климатическим внешним воздействующим факторам по ГОСТ 16962.1 и механическим внешним воздействующим факторам по ГОСТ 16962.2 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов в зависимости от исполнения и конструктивных особенностей трансформаторов.

При испытаниях трансформаторов категории размещения 1 на воздействие нагрузок от ветра, гололеда и тяжения проводов основание трансформатора жестко закрепляют, а к середине вывода его первичной обмотки прикладывают нагрузку, установленную в 6.8.3. Указанную нагрузку прикладывают поочередно в трех взаимно перпендикулярных направлениях: в горизонтальной плоскости по оси вывода в сторону от трансформатора, в горизонтальной плоскости в направлении, перпендикулярном к оси вывода, и в вертикальной плоскости по направлению к основанию.


Т1 — питающий трансформатор; С — конденсатор отбора мощности емкостного трансформатора; Т2 — трансформатор напряжения для осциллографирования; ЭУ— электромагнитное устройство емкостного трансформатора; В — высоковольтный короткозамыкатель; S2 — нагрузка основной вторичной обмотки

Рисунок 2

Для стержневых вводов и выводов, расположенных вертикально, нагрузку прикладывают поочередно в двух направлениях: вертикально вверх и горизонтально в любом направлении.

В каждом направлении время выдержки нагрузки — 1 мин.

Трансформатор считают выдержавшим испытание, если во время и после его проведения не отмечено повреждений трансформатора или вывода, течи масла у маслонаполненных и увеличение утечки газа у газонаполненных трансформаторов.

9.14 Определение количественной утечки газа газонаполненных трансформаторов

Испытание по определению утечки газа проводят при температуре окружающей среды (25±10)°С.

Испытуемый трансформатор, заполненный газом до номинального рабочего давления, помещают в замкнутый объем (камеру, чехол из полимерной пленки), который не должен превышать наружный объем испытуемого трансформатора более чем в 3 раза.

Внутри объема должен располагаться вентилятор, способствующий перемешиванию смеси воздуха и газа, заполняющего трансформатор.

После установки трансформатора в замкнутый объем в последний вводят щуп чувствительного прибора (течеискателя), реагирующего на малые концентрации газа, которым заполнен испытуемый трансформатор, и фиксируют показания прибора. Через определенный промежуток времени выдержки трансформатора в замкнутом объеме (например 1 ч) операцию повторяют.

Годовую утечку газа q, % массы газа в испытуемом трансформаторе, определяют по формуле

,

где DС

— разность концентрации газа в замкнутом объеме за время выдержки, г/л;

Р0

= 1 кгс/см2;

DV

— разность между замкнутым и наружным объемом испытуемого трансформатора, л;

Рном

— номинальное давление газа (абсолютное) в трансформаторе, кгс/см2;

Vгт

— объем газа в трансформаторе, л;

d

— плотность газа в трансформаторе;

t

— время между измерениями, ч.

Для трансформатора, заполненного элегазом, годовую утечку газа определяют по формуле

.

Примечания

1 Значения объемов, необходимых для вычисления утечки, должны быть определены с погрешностью, не превышающей 20 %.

2 Если шкала прибора для определения утечки не калибрована непосредственно в значениях концентрации газа, г/л, эти значения находят по зависимости С = f(н) (где н — показания прибора в единицах шкалы), приложенной к свидетельству об аттестации (калибровке), проводимой в установленном порядке.

9.15 Испытание на прочность при транспортировании

9.15.1 Методы испытания на прочность при транспортировании по ГОСТ 23216 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.2 После испытания трансформаторы распаковывают, проводят внешний осмотр трансформаторов, тары, креплений, а также проверяют параметры, установленные в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.3 Трансформатор и его упаковку считают выдержавшими испытание, если:

а) при внешнем осмотре упаковки не обнаружены механические повреждения тары, ведущие к потере защитных свойств, а также нарушения креплений упакованных изделий в таре. Допускается ослабление креплений изделия в таре, если это не привело к повреждению трансформатора в процессе испытания;

б) при внешнем осмотре трансформатора не обнаружены повреждения, препятствующие его работе, а результаты повторных испытаний на электрическую прочность изоляции и определение погрешностей — положительные.

9.15.4 При упаковке нескольких трансформаторов в один ящик допускается проводить проверку параметров выборочно. Число подлежащих испытанию трансформаторов должно быть указано в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.5 Для крупногабаритных трансформаторов испытание допускается не проводить, а способность трансформаторов и упаковки противостоять разрушающему воздействию механических нагрузок при транспортировании оценивают по результатам транспортирования этих или аналогичных изделий потребителю.

9.16 Испытание упаковки трансформатора на сбрасывание

9.16.1 Методы испытания упаковки трансформаторов на сбрасывание по ГОСТ 18425 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.16.2 Испытанию подвергают упаковку суммарной массой (вместе с упакованным трансформатором) до 200 кг. Упаковку суммарной массой более 200 кг, а также упаковку, маркированную знаком «Хрупкое. Осторожно», испытанию на прочность при сбрасывании не подвергают.

9.16.3 Ящик (упаковку) с находящимся в нем трансформатором (трансформаторами) или макетом, имитирующим упакованные трансформаторы, сбрасывают один раз на площадку по ГОСТ 18425 на его торцевую сторону с высоты:

0,5 м — при суммарной массе (трансформатора и упаковки) до 100 кг включительно;

0,3 м — при суммарной массе (трансформатора и упаковки) свыше 100 до 200 кг включительно.

9.16.4 По окончании испытания проводят внешний осмотр упаковки.

9.16.5 Упаковку считают выдержавшей испытание, если при внешнем осмотре не обнаружены повреждения, ведущие к потере ее защитных свойств. Допускается ослабление отдельных креплений.

9.17 Уровень частичных разрядов определяют по ГОСТ 1516.3 и ГОСТ 20074. Метод измерения тангенса угла диэлектрических потерь маслонаполненных трансформаторов должен быть указан в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.18 Подтверждение средней наработки до отказа проводят на основании сбора у потребителей и обработки информации о работе трансформаторов или их прототипов по методике, указанной в стандарте на трансформатор конкретного типа.

9.19 Испытания на герметичность — по ГОСТ 3484.5.

9.20 Длину пути утечки внешней изоляции трансформаторов на соответствие требованиям 6.9.1.4 проверяют по ГОСТ 9920.

9.21 Измерение сопротивления обмоток постоянному току проверяют по ГОСТ 3484.1.

9.22 Методы испытания газонаполненных трансформаторов на взрывобезопасность должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

10 Транспортирование и хранение

10.1 Транспортирование

10.1.1 Транспортирование упакованных трансформаторов осуществляют транспортом любого вида. Требования к транспортированию в части воздействия механических факторов по ГОСТ 23216 и климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

При транспортировании в транспортных контейнерах трансформаторы без индивидуальной упаковки должны быть надежно закреплены и предохранены от механических повреждений.

Допускается транспортирование трансформаторов в пределах одного города без упаковки при условии принятия необходимых мер, исключающих возможность их повреждения.

10.2 Хранение

10.2.1 Требования к хранению трансформаторов в части воздействия климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

11 Указания по эксплуатации

При вводе в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации трансформаторов следует соблюдать требования, установленные в стандартах на трансформаторы конкретных типов. Эти требования указывают в эксплуатационной документации.

12 Гарантии изготовителя

12.1 Изготовитель гарантирует соответствие трансформаторов требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий применения, эксплуатации, хранения и транспортирования, установленных настоящим стандартом.

Гарантийный срок эксплуатации трансформаторов — три года с момента ввода в эксплуатацию, но не более трех с половиной лет со дня отгрузки трансформатора с предприятия-изготовителя.

12.2 Для трансформаторов, предназначенных для экспорта, гарантийный срок эксплуатации устанавливается в соответствии с нормами, принятыми в стране-изготовителе.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Выбор номинальных мощностей для трансформаторов

различных классов точности

Номинальные мощности для трансформаторов различных классов точности, выбираемые по 5.2, определяют, исходя из установленных предельных значений погрешностей напряжения для этих классов точности.

На рисунке А.1 приведены рекомендуемые характеристики процентного изменения вторичного напряжения трансформатора, соответствующие коэффициенту мощности вторичной нагрузки 0,8 при активно-индуктивной нагрузке.

f — погрешность напряжения, %; sном — номинальная мощность

для высшего класса точности, В×А

Верхняя характеристика соответствует приложенному первичному напряжению 0,8 Uном; нижняя — напряжению 1,2 Uном. Характеристики позволяют определять коэффициенты кратности номинальных мощностей для более низких классов точности по выбранной номинальной мощности для высшего класса точности. Характеристики приведены для трансформатора, имеющего высший класс точности 0,2.

Выбор кратности номинальных мощностей для классов точности 1 и 3 допускается осуществлять по рисунку А.1 по выбранной номинальной мощности для класса точности 0,5.

Класс точности 0,5 для данного трансформатора — высший. Коэффициенты кратности мощностей приблизительно равны 1,5 и 3,5.

Выбор мощностей осуществляют по рисунку А.1 так, чтобы характеристика погрешности трансформатора имела бы определенный запас, составляющий примерно 20 % предельного значения погрешности вторичного напряжения или 5 % с учетом результатов климатических испытаний, проведенных при верхнем и нижнем значениях рабочих температур окружающей среды по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1.

На рисунке А.1 прямоугольник ABCD характеризует предельно допускаемую зону погрешности напряжения трансформатора при изменении вторичной нагрузки от 0,25 до номинального значения.

Погрешность напряжения f, %, определяют по формуле

       (А.1)

где Кном

— номинальный коэффициент трансформации;

U1

— значение первичного напряжения, В;

U2

— значение вторичного напряжения, соответствующее приложенному напряжению U1 при данных условиях измерения, В.


ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(справочное)

Структурные электрические схемы включения трансформаторов

Схемы включения трансформаторов должны соответствовать изображенным на рисунках Б.1—Б.10.

Рисунок Б.1 — Схема включения однофазных незаземляемых

двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях

с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.2 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 - 35 кВ

Рисунок Б.3 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 - 35 кВ

Рисунок Б.4 — Схема включения трехфазных трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.5 — Схема включения трехфазных трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.6 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ


Рисунок Б.7 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 кВ и выше

Рисунок Б.8 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.9 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 кВ и выше

Рисунок Б. 10 — Схема включения однофазных емкостных трансформаторов напряжения в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 кВ и выше


Допускается заземлять непосредственно один из линейных концов вторичных обмоток вместо заземления нейтрали вторичных основных обмоток трансформаторов, соединенных по схемам, изображенным на рисунках Б.2, Б.4, Б.6 — Б.10. На схемах, изображенных на рисунках Б.8 — Б.10, допускается любое чередование фаз вторичных дополнительных обмоток, соединенных по схеме разомкнутый треугольник.

Схема включения трехобмоточных трансформаторов класса напряжения 110 кВ, предназначенных для работы в сетях с изолированной нейтралью, должна соответствовать изображенной на рисунке Б.8.


ГОСТ 6570-96

Группа П32

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АКТИВНОЙ

И РЕАКТИВНОЙ ЭНЕРГИИ ИНДУКЦИОННЫЕ

Общие технические условия

Electrical induction active and reactive energy meters.

General specifications

ОКС 17.220

ОКП 42 2820, 42 2830, 42 2840

Дата введения 1997-07-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным Обществом "Ленинградский электромеханический завод" (АО "ЛЭМЗ")

2 ВНЕСЕН Госстандартом России

ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 10 от 4 октября 1996 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование государства Наименование национального органа стандартизации
Азербайджанская Республика Азгосстандарт
Республика Армения Армгосстандарт
Республика Белоруссия Белстандарт
Республика Казахстан Госстандарт Республики Казахстан
Киргизская Республика Киргизстандарт
Республика Молдова Молдовастандарт
Российская Федерация Госстандарт России
Республика Таджикистан Таджикский государственный центр по стандартизации, метрологии и сертификации
Туркменистан Туркменглавгосинспекция
Республика Узбекистан Узгосстандарт
Украина Госстандарт Украины

Настоящий стандарт соответствует МЭК 145-63 "Счетчики вар-часов (реактивной энергии)" и МЭК 521-88 "Счетчики активной энергии переменного тока классов 0,5; 1 и 2"

3 Постановлением Государственного Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 31 марта 1997 г. N 118 межгосударственный стандарт ГОСТ 6570-96 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 июля 1997 г.

4 ВЗАМЕН ГОСТ 6570-75


1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий стандарт распространяется на стационарные однофазные и трехфазные счетчики электрической энергии индукционные (далее - счетчики) однотарифные и многотарифные (за исключением устройства переключения тарифов, требования к которым устанавливаются в технических условиях), применяемые для учета активной и реактивной энергии переменного тока частотой от 45 до 65 Гц в условиях умеренного и тропического климата в закрытых помещениях при отсутствии в воздухе этих помещений агрессивных паров и газов.

Допускается для счетчиков реактивной энергии класса точности 3,0 диапазон частот переменного тока 40-60 Гц.

Стандарт применяется для счетчика в комплекте с вспомогательным оборудованием, включая трансформаторы тока, если они заключены в корпус прибора.

Стандарт не распространяется на образцовые счетчики, счетчики с предварительной оплатой, счетчики с указателем максимума нагрузки, счетчики с датчиком импульсов.

1.2 Требования 5.1; 5.3-5.5; 6.2-6.17; 6.21-6.39; 6.48; 6.49; 9.2 е); раздела 7 являются обязательными при определении качества счетчиков.

Требования к качеству счетчиков, обеспечивающие безопасность для жизни, здоровья и имущества населения, охраны окружающей среды, изложены в 5.3-5.5; 6.2; 6.3; 6.11; 6.21-6.25; 6.27; 6.30; 6.32; 6.34; 6.49.1; 6.49.9; разделе 7.


2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.259-77 ГСИ. Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. Методы и средства поверки

ГОСТ 8.401-80 ГСИ. Классы точности средств измерений.Общие требования

ГОСТ 8.417-81 ГСИ. Единицы физических величин

ГОСТ 9.048-89 ЕСЗКС. Изделия технические. Методы лабораторных испытаний на стойкость к воздействию плесневых грибов

ГОСТ 12.1.026-80 ССБТ. Шум. Определение шумовых характеристик источников шума в свободном звуковом поле над звукоотражающей плоскостью. Технический метод

ГОСТ 20.57.406-81 Комплексная система контроля качества. Изделия электронной техники, квантовой электроники и электротехнические. Методы испытаний

ГОСТ 26.008-85 Шрифты для надписей, наносимых методом гравирования. Исполнительные размеры

ГОСТ 26.020-80 Шрифты для средств измерений и автоматизации. Начертания и основные размеры

ГОСТ 27.410-87 Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность

ГОСТ 2930-62 Приборы измерительные. Шрифты и знаки

ГОСТ 9181-74 Приборы электроизмерительные. Упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ 14192-77 Маркировка грузов

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15151-69 Машины, приборы и другие технические изделия для районов с тропическим климатом. Общие технические условия

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 25372-95 Счетчики электрической энергии. Условные обозначения

ГОСТ 26828-86 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка

ГОСТ 27483-87 Испытания на пожароопасность. Методы испытаний. Испытания нагретой проволокой

ГОСТ 27570.0-87 Безопасность бытовых и аналогичных электрических приборов. Общие требования и методы испытаний


3. ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

Единицы измерения, используемые в настоящем стандарте, соответствуют принятым Международной электротехнической комиссией (ГОСТ 8.417)*.

__________________

* Для потребностей экономики страны.


4. ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4.1 Счетчик ватт-часов (счетчик активной энергии) - прибор, предназначенный для измерения активной энергии путем интегрирования активной мощности в зависимости от времени.

4.2 Счетчик вар-часов (счетчик реактивной энергии) - интегрирующий прибор, который измеряет реактивную энергию* в вар-часах или кратных им единицах.

_________________

* Термина "реактивная энергия" нет в МЭС и отсутствуют общие определения реактивной мощности и энергиии для случаев, когда переменные величины несинусоидальные.

По этим причинам настоящий стандарт основывается на следующих применяемых на практике определениях, которые строго подходят только для синусоидальных напряжений, но которые для практических целей являются действительными, когда напряжения и токи близки к синусоидальным.

Реактивная энергия в однофазной цепи - величина, измеряемая идеальным счетчиком ватт-часов, по цепи тока которого проходит ток однофазной цепи, а приложенное напряжение равно по абсолютной величине напряжению на концах однофазной цепи, но со сдвигом на 90 °.

Реактивная энергия в многофазной цепи - алгебраическая сумма реактивных энергий фаз.

Так как применяемые определения реактивной энергии предполагают синусоидальные величины, то индуктивный или емкостной сдвиг в цепи в настоящем стандарте характеризуется коэффициентом "sinj".

4.3 Индукционный счетчик - счетчик, в котором токи, циркулирующие в неподвижных катушках, воздействуют на токи, индуцируемые в подвижном элементе, обычно диске(ах), что и приводит его (их) в движение.

4.4 Многотарифный счетчик - счетчик, снабженный несколькими счетными механизмами, приводимыми в движение в течение строго определенных интервалов времени, которым соответствуют различные тарифы.

4.5 Стационарный счетчик - счетчик, предназначенный для эксплуатации в стационарных условиях на осветительных щитках и подстанциях без механических воздействий вибрации и тряски.

4.6 Трансформаторный счетчик - счетчик, предназначенный для включения через измерительный или измерительные трансформаторы.

4.7 Подвижная часть (ротор) - подвижный элемент счетчика, на который воздействуют магнитные потоки неподвижных катушек и тормозных элементов и который приводит в действие счетный механизм.

4.8 Вращающий элемент - часть счетчика, которая создает вращающий момент, воздействуя своими магнитными потоками на токи, индуцируемые в подвижной части. Вращающий элемент обычно состоит из электромагнитов с устройствами их регулирования.

4.9 Тормозной элемент - часть счетчика, которая создает тормозной момент, воздействуя своим магнитным потоком на токи, индуцируемые во вращающейся подвижной части. Она состоит из одного или нескольких магнитов с устройствами для их регулирования.

4.10 Счетный механизм - элемент счетчика, позволяющий определить значение измеренной величины.

4.11 Емкость учета счетного механизма - время, в течение которого счетный механизм (исходя из нулевого положения) способен считать измеренную энергию при максимальном токе, номинальном напряжении и коэффициенте мощности, равном единице, без повторного прохождения через нулевое положение.

4.12 Цоколь - задняя часть счетчика, служащая для его крепления, на которой установлены стойка, зажимы или зажимная коробка (плата) и кожух.

Для счетчиков, устанавливаемых впотай (утопленно), цоколь может включать также боковые стороны кожуха.

4.13 Контактная плита - основание, имеющее неподвижные пружинящие контакты (гнезда) для фиксации соединительных штырей съемных счетчиков и зажимы для подключения внешних цепей. Оно может быть предусмотрено для установки как одного, так и нескольких счетчиков.

4.14 Кожух - передняя часть корпуса счетчика, изготовленная либо целиком из прозрачного материала, либо из непрозрачного материала с одним или несколькими прозрачными окнами, позволяющими наблюдать за движением подвижной части и считывать показания счетного механизма.

4.15 Корпус - цоколь и кожух в комплекте.

4.16 Стойка - часть счетчика, на которой установлены вращающие элементы, счетный механизм, подшипники подвижной части, обычно и тормозной элемент, а иногда и регулирующее устройство, и электромагниты для переключения тарифов.

4.17 Доступная для прикосновения проводящая часть - токопроводящая часть, к которой можно прикасаться стандартным испытательным пальцем (контактом), на установленном и подготовленном к эксплуатации счетчике.

4.18 Зажим защитного заземления - зажим, соединенный с доступными токопроводящими частями счетчика в целях безопасности.

4.19 Зажимная коробка (плата) - деталь из изоляционного материала, на которой сгруппированы все или часть зажимов счетчика.

4.20 Крышка зажимной коробки (платы) - крышка, закрывающая зажимы счетчика и, обычно, концы внешних проводов или кабелей, присоединенных к этим зажимам.

4.21 Цепь тока - обмотка вращающего элемента и внутренние соединения счетчика, предназначенные для прохождения тока цепи, к которой присоединен счетчик.

Примечание - Если счетчик снабжен встроенным трансформатором тока, цепь тока включает в себя также обмотки этого трансформатора.

4.22 Цепь напряжения - обмотка вращающего элемента и внутренние соединения счетчика, питаемые напряжением цепи, к которой присоединен счетчик.

4.23 Вспомогательная цепь - элементы (обмотки, лампы, контакты и т. п.) и соединения вспомогательного устройства счетчика, предназначенные для присоединения внешнего устройства, часов, реле, счетчика импульсов.

4.24 Номинальный ток* - значение тока, являющееся исходным при установлении требований настоящего стандарта к счетчику.

____________________

* Здесь и далее термины "напряжение" и "ток" относятся к средним квадратическим значениям, если не оговорено иначе.


4.25 Порог чувствительности - наименьшее нормируемое значение тока, при котором начинается непрерывное вращение диска счетчика при номинальных значениях напряжения и частоты и сosj = 1 (sinj = 1).

4.26 Самоход - движение диска счетчика под действием напряжения, поданного на зажимы цепи напряжения, и при отсутствии тока в токовой цепи.

4.27 Максимальный ток* - наибольшее значение тока, при котором счетчик удовлетворяет требованиям настоящего стандарта в отношении точности.

4.28 Номинальное напряжение* - значение напряжения, являющееся исходным при установлении требований настоящего стандарта, если счетчик изготовлен только для одного напряжения.

Для счетчиков реактивной энергии класса точности 3,0:

если счетчик изготовлен на диапазон напряжений, отношение между наибольшим и наименьшим значениями которых не превышает 1,3**, то номинальным напряжением должно считаться среднее арифметическое экстремальных значений диапазона;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44


© 2010 Собрание рефератов