Технические требования к системам электрической энергии

Технические требования к системам учета электрической энергии

Данные технические требования к системам учета электрической энергии разработаны на основе требований Правил функционирования розничных рынков в переходный период реформирования электроэнергетики (утверждены Постановлением Правительства РФ № 530 от 31.08.06),  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 7746–2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», ГОСТ 1983–2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия», Правил устройства электроустановок (Главы 1.5 и 3.4), и определяют технические параметры систем учета, расположенных на присоединениях 0,4\6\10\35\110 кВ ПС, РП, ТП собственника и в электроустановках потребителя.

Целью создания требований является оптимизация процесса построения коммерческих систем учета электроэнергии  для более эффективного и точного определения объемов покупаемой и продаваемой электроэнергии, и, как следствие, для снижения объемов потерь электроэнергии в сетях. Данный документ увязан с п.2.8.5.Информационно-измерительные системы коммерческого и технического учёта Положения о технической политике ОАО «ЕЭСК» в распределительном электросетевом комплексе и Дополнением №1 от 07.08.2008г. к Типовым требованиям на проектирование вновь строящихся, модернизируемых и реконструируемых объектов ОАО «ЕЭСК», далее –  Типовым требованиям на проектирование.

1.    Требования к системам коммерческого и технического  учета на ПС 110\35\10\6 кВ

Системы коммерческого (в том числе контрольного) и технического учета на вновь сооружаемых или модернизируемых ПС 110/35/10/6 кВ должны удовлетворять требованиям Автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учёта электрической энергии (мощности) 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)»).

АИИС КУЭ подстанции должна выполняться по проекту, согласованному с разработчиком основной системы – ООО «Прософт-Системы» и прошедшему экспертизу в ОАО «АТС». Выбор оборудования зависит от титула проекта – новое строительство или модернизация, и должен осуществляться на основе Требований к АИИС КУЭ ОРЭ(М) (Приложение 3) и Типовых требований на проектирование (Приложение 5).

2.    Требования к системам коммерческого и технического учета в распределительной сети (ТП, РП 10\6\0,4 кВ)

I.       При новом строительстве или модернизации РП, ТП , имеющих присоединения приёма электроэнергии в сеть ОАО «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\10\6 кВ.

 II.    Для РП, ТП, сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых, которые предназначены только для подключения потребителей (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе 3 –  Требования к системам коммерческого учета, расположенным в электроустановках потребителей с напряжением 110/35/10/6/0,4 кВ

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

3.1. Место расположения приборов учёта (ПУ) или измерительных трансформаторов – в соответствии с прилагаемыми схемами (Приложения 1, 2).

3.2. Требования к приборам учета:

3.2.1. Выбор класса точности:

·         Для потребителей, присоединенная мощность которых не превышает 750 кВ×А, при новом строительстве, а также в существующих электроустановках при замене приборов учёта необходимо использовать ПУ с классом точности:

- для точек присоединения к сетям напряжением от 0,4 кВ до 35 кВ – не хуже 1,0;

- для точек присоединения к сетям напряжением 110 кВ и выше – не хуже 0,5S.

Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 750 кВ×А, класс точности должен быть  не хуже 0,5S.

3.2.2. Направление и вид учитываемой энергии:

Для потребителей, присоединенная мощность которых не превышает 150 кВ×А,  должны использоваться ПУ, позволяющие учитывать приём активной электроэнергии не менее чем по 4 тарифам. Для присоединений, работающих в реверсивных режимах, выбираются приборы учёта с возможностью фиксации количества электроэнергии по приёму и по отдаче.

Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 150 кВ×А, учёт должен осуществляться по активной и реактивной электроэнергиям (для реверсивных присоединений – по приёму и отдаче) не менее чем по 4 тарифам.

3.2.3. Спецификация ПУ:

·         Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 750 кВ×А, для измерения почасовых объёмов потребляемой электроэнергии, а также для  потребителей с любой присоединённой мощностью, рассчитывающихся по двухставочным тарифам и одноставочным тарифам, дифференцированным по числу часов использования заявленной мощности, с целью измерения и регистрации фактических значений мощности и определения годового числа часов  использования заявленной мощности, вновь устанавливаемые ПУ должны быть электронными, с энергонезависимой памятью, позволяющей хранить профиль нагрузки, настроенный на 30 минутные интервалы. Глубина хранения профиля мощности не менее 35 суток. 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 ЕЭСК, второй – для собственных целей).

·         Для автоматизированной передачи данных на сервер АИИС КУЭ рекомендуется использование ПУ с отлаженными протоколами обмена данными между ПУ и АИИС КУЭ ОАО «ЕЭСК». 

·         Диапазон рабочих температур выбираемого ПУ должен соответствовать условиям его эксплуатации, но, как правило, не должен быть хуже -40+50 0С.

3.2.4. Способ и схема подключения.

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

·         При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ.

3.2.5. ПУ должен быть поверен и опломбирован в соответствии с п.1.5.13 ПУЭ.

3.2.6. 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.

3.3. Способ передачи информации:

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

·         При согласовании с ОАО «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.

3.4. Требования к измерительным трансформаторам тока:

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

3.4.1. Класс точности – не ниже 0,5S.

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

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

3.4.4.Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки.

3.4.5. Выбор места и способа установки должен обеспечивать возможность визуального считывания с таблички (табличек) ТТ всех данных, указанных в соответствии с ГОСТ 7746–2001, без проведения работ по демонтажу или отключению оборудования.

3.4.6. ТТ 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.

3.5  Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

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

3.5.1. Класс точности – не ниже 0,5.

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

3.5.3. Сохранность измерительных цепей – возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН. При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН.

3.5.4. Выбор места и способа установки должен обеспечивать возможность визуального считывания с таблички (табличек) ТН всех данных, указанных в соответствии с ГОСТ 1983–2001, без проведения работ по демонтажу или отключению оборудования.

3.5.5. 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.

3.6  Требования к измерительным цепям:

3.6.1. Сечение проводов – в соответствии с ПУЭ (п.3.4.4 и 1.5.19).

3.6.2. Сохранность измерительных цепей – возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств.

3.6.3. При монтаже цепей тока и напряжения использовать пофазно кабель ВВГнг 3х2,5мм с полнотелой цветной изоляцией (без комбинации с другими цветами), в противном случае при использовании проводов с одноцветной изоляцией должна быть обеспечена возможность отключения электроустановки для производства прозвонки или протяжки с нарушением жгутов.

3.6.4. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса.

3.7  Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе:

3.7.1. Должна обеспечиваться возможность полного визуального осмотра со стационарных площадок вводных устройств ВЛ, КЛ, а также вводных доучётных  электропроводок оборудования для выявления доучётного подключения электроприёмников. Конструкция вводных устройств согласовывается заказчиком, отвечающим за организацию учёта, на проектной стадии работ (строительство вновь или реконструкция) по предоставленным потребителем проектным документам (с чертежами, планами расположения оборудования). При необходимости места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём опломбировки камер, ячеек, шкафов и др.

3.7.2. При нагрузке до 100А включительно исключать установку рубильников до места установки узла учета (вместо рубильников использовать автоматы или УЗО).

3.7.3. Предусматривать установку вводных автоматов защиты с возможностью опломбировки.

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

3.7.5. Для потребителей, подключенных к ВЛ 0,4кВ (в т.ч. потребителей – физических лиц), предусматривать установку плавких вставок (или автоматических выключателей нагрузки) на опоре ВЛ-0,4кВ перед вводом в строение.

3.8  Требования к составу документов на измерительные комплексы:

На каждый измерительный комплекс должен оформляться Паспорт-протокол по форме, указанной в Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94). Паспорт-протокол передаётся в ЕЭСК с документами, указанными в пп. 3.2.6., 3.4.6. и 3.5.5. до получения справки о выполнении техусловий присоединения к сетям ЕМУП "МЭС"