Автоматизированные системы учета электроэнергии Лекция 2 Общие требования

Автоматизированные системы учета электроэнергии Лекция 2 Общие требования к АИИС УЭ

Общие требования к АИИС УЭ • Возможность получения параметров удаленным способом • Контроль достоверности и восстановление данных • Наличие резервных баз данных • Перезапуск системы (наличие перезапуска УСПД и средств контроля зависания) • Наличие защиты на программном уровне при передаче результатов измерений (наличие электронной цифровой подписи)

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Автоматизированное проведение измерений приращения активной электроэнергии • Автоматизированное проведение измерений приращения реактивной электроэнергии • Автоматизированное проведение измерений среднеинтервальной активной мощности

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Автоматизированное измерение времени и интервалов времени в ИИК, ИВКЭ или ИВК • Автоматизированная коррекция (синхронизация) времени в ИИК, ИВКЭ или ИВК • Автоматизированное предоставление в ИАСУ КУ результатов измерений • Автоматизированное предоставления в филиал ОАО «СО ЕЭС» -РДУ информации о состоянии средств измерений, объектов измерений, результатов измерений • Возможность расчета учетных показателей

• Автоматизированный учет потерь от точки измерений до точки поставки • Учёт (по результатам прямых измерений) объёмов электроэнергии, принятых и отпущенных по всем внешним присоединениям подстанции на всех имеющихся классах напряжения, расчёта баланса ПС по внешнему периметру • Обеспечить вычисление полного баланса электроэнергии по подстанции в целом, включая вычисление баланса электроэнергии по уровням напряжения, отдельно по шинам (секциям шин) всех классов напряжений, с учётом собственных и хозяйственных нужд, сравнение фактического небаланса с допустимым значением небаланса, а также контроль достоверности передаваемых/получаемых данных.

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Первичный анализ полноты данных коммерческого учёта, поступающих от электросчётчиков, и восполнение пропущенных данных. • Первичный анализ достоверности и непротиворечивости данных, поступающих со счётчиков коммерческого учёта в УСПД ПС, в том числе контроля исправности средств учёта.

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Для ПС 330 -750 к. В по отходящим ВЛ предусматривать установку ТТ в линиях. • Для распределительных устройств 110 к. В и выше с обходной системой шин при обоснованном отсутствии трансформатора тока в линии (за линейным разъединителем) должны быть разработаны решения по обеспечению автоматической фиксации в УСПД перевода линии на обходной выключатель с отражением в МВИ расчета количества электроэнергии через присоединение, автоматической (в случае появления новых присоединений - ручной) перенастройки схемы учёта.

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Интеграция АИИС КУЭ с АСУТП подстанции в части получения из АСУ ТП положения состояния выключателей и разъединителей; передачи в АСУ ТП результатов измерения количественных параметров электроэнергии; передачи в АСУ ТП информации о неисправности элементов АИИС КУЭ (АРМ, УСПД, электросчётчиков, каналообразующей аппаратуры).

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Обеспечить контроль показателей качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144 -2013. • Предусматривать установку сертифицированных средств измерения для контроля ПКЭ с размещением на границе балансовой принадлежности с контрагентами на каждой системе шин. • Установку сертифицированных средств измерения ПКЭ на шинах обеспечивающих внутренние перетоки электроэнергии необходимо обосновывать проектом.

Общие требования к АИИС УЭ (продолжение) • Средствами АСУ ТП организовать сбор данных из средств измерений ПКЭ и их передачу в соответствующий ЦУС ОАО «ФСК ЕЭС» . • Интеграция АИИС КУЭ ПС с уровнем ИВК ЦСОД • Ведение нормативно-справочной информации

Общие требования к ИИК ü 1. Все средства измерения, входящие в ИИК должны входить в перечень средств измерений, внесенных в Государственный реестр и допущенных к применению в Российской Федерации, соответствовать требованиям, устанавливаемым настоящим стандартом, и иметь действующие свидетельства о поверке и установленные пломбы лица, имеющего аккредитацию на право поверки средств измерений.

Общие требования к ИИК ü 2. В случае установки смежным субъектом розничного рынка (по его инициативе и за его счет) средств учета в электроустановках Общества, данные средства учета передаются субъектом Обществу с возмещением экономически обоснованных расходов, понесенных данным лицом на проектирование, приобретение, установку и сдачу в эксплуатацию средств измерений. Дальнейшее обслуживание и эксплуатация осуществляется Обществом или уполномоченным им лицом.

Общие требования к ИИК ü 3. При установке/замене средств измерений у бытовых потребителей должен быть организован автоматизированный сбор данных приборов учета Обществом, с применением следующих решений в зависимости от местных условий:

q При новом строительстве • При новом строительстве - организация учета на границе раздела балансовой принадлежности с монтажом вводных проводов и вводно–распределительных устройств, с помощью которых обеспечивается защита от несанкционированного доступа к средствам измерений и неизолированным токоведущим частям электроустановки, расположенным до средств измерений.

q При модернизации систем учета • При модернизации систем учета вынесение средств измерений за территорию жилых помещений (частных домовладений) на границу балансовой принадлежности, в том числе с применением выносных пунктов учета электроэнергии.

q При замене счетчиков ЭЭ внутри помещений • При замене счетчиков ЭЭ внутри помещений - применение измерительных комплексов учета ЭЭ, обеспечивающих измерение, доступ к средствам измерений со стороны Общества или уполномоченным лицом, а также возможность дистанционного снятия показаний счетчиков ЭЭ и организации управления нагрузкой потребителей.

Требование к конструкции вторичных цепей ü 4. Конструкция вторичных цепей должна позволять производить опломбировку клемм вторичных цепей тока и напряжения, опломбировку коммутационных аппаратов в цепях первичного и вторичного напряжения трансформаторов напряжения во включенном состоянии с невозможностью отключения (включая автоматическое) без разрушения пломб и знаков визуального контроля

Подключение счетчиков трансформаторного включения ü 5. Подключение счетчиков трансформаторного включения должно производиться через специальные клеммные зажимы, обеспечивающие безопасное закорачивание цепей тока и безопасное отключение цепей напряжения при замене и обслуживании приборов учета. ü 6. Испытательные колодки должны обеспечивать возможность их опломбирования для исключения доступа к вторичным измерительным цепям.

Требования к электропроводке и замене счетчика ü 7. Установка счетчиков электроэнергии и электропроводка к ним должна быть проведена в соответствии с требованиями ПУЭ (7 -е издание). ü 8. В схеме ИИК средств измерений ЭЭ должна предусматриваться возможность замены счетчика и подключения эталонного счетчика без прекращения передачи ЭЭ по элементам сети, на которых установлен данный ИИК. ü 9. Запрещается использование промежуточных трансформаторов тока для подключения средства измерения (СИ) коммерческого учета.

Классы точности и характеристики средств измерений

Примечание: Ø в таблицах приведены минимально допустимые требования к классам точности компонентов ИИК, для повышения точности измерений допускается применение компонентов ИИК с классом точности выше приведенных значений. Ø С целью соблюдения необходимой чувствительности ИИК при работе ТТ в области малых нагрузок (в случае когда по условиям электродинамической и термической стойкости используется ТТ с завышенным коэффициентом трансформации), допускается применение компонентов ИИК, у которых метрологические характеристики нормированы, для значений первичного тока от 1% номинального значения (с буквенным идентификатором «S» ).

Структуры ИК АСКУЭ в зависимости от состава оборудования Ø ИК 1 – с непосредственным включением электронного счетчика по току и напряжению; Ø ИК 2 – с непосредственным включением электронного счетчика по напряжению и трансформаторным включением по току; Ø ИК 3 – с трансформаторным включением электронного счетчика по току и напряжению; Ø ИК 4 – с непосредственным включением УКПКЭ по току и напряжению; Ø ИК 5 – с трансформаторным включением УКПКЭ по напряжению; Ø ИК 6 – с трансформаторным включением УКПКЭ по току и напряжению.

ИК 1 – с непосредственным включением электронного счетчика по току и напряжению

ИК 2 – с непосредственным включением электронного счетчика по напряжению и трансформаторным включением по току

ИК 3 – с трансформаторным включением электронного счетчика по току и напряжению

ИК 4 – с непосредственным включением УКПКЭ по току и напряжению

ИК 5 – с трансформаторным включением УКПКЭ по напряжению

ИК 6 – с трансформаторным включением УКПКЭ по току и напряжению

Использование телеметрического (импульсного) выхода Для ИК технических АСКУЭ допускается использование телеметрического (импульсного) выхода электронных счетчиков или электромеханических счетчиков со встроенным телеметрическим (импульсным) выходом.

Требования к измерительным трансформаторам • Во всех эксплуатационных режимах не допускается перегрузка измерительных трансформаторов по вторичным цепям

Трансформаторы тока (ГОСТ 7746) • Средняя наработка на отказ не менее 50 000 часов • Средний срок службы 25 лет • Пломбирование выводов коммерческого учёта • Межповерочный интервал не менее 4 лет • Установка трансформаторов тока в трёх фазах • Применение промежуточных ТТ не допускается • Класс точности : Ø Для ВЛ и КЛ с номинальным напряжением 220 к. В и выше не хуже 0, 2 S Ø Для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более не хуже 0, 2 S Ø Для остальных присоединений не хуже 0, 5 S

Трансформаторы напряжения • Наработка на отказ не менее 50 000 часов Срок службы 25 лет • Класс точности: - Для ВЛ и КЛ с номинальным напряжением 220 к. В и выше не хуже 0, 2 - Для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более не хуже 0, 2 - Для остальных присоединений не хуже 0, 5

Трансформаторы напряжения • Наличие отдельной обмотки коммерческого учёта • Пломбирование выводов коммерческого учёта • Межповерочный интервал не менее 4 лет Специальное требование заказчика • При невозможности поставки ТН с тремя вторичными обмотками (с наличием обмотки учёта) допускается установка второго трансформатора напряжения в ячейке ТН.

Требования ко вторичным цепям • Потери напряжения в цепи «ТН-счётчик» не должны превышать от номинального вторичного напряжения ТН 0, 25% • Пломбирование промежуточных клеммников, испытательных коробок • Измерительные цепи коммерческого учета подключать к отдельным обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения соответствующих классов точности, отдельно от цепей релейной защиты и автоматики (специальное требование)

Требования ко вторичным цепям • Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета, вторичные измерительные цепи и шкафы с оборудованием АИИС КУЭ должны быть защищены от несанкционированного доступа (установка пломб, марок и т. п. ). • Резервное питание счётчиков и УСПД обеспечить через АВР

Требования ко вторичным цепям • Подключение счетчиков к ТН отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком. • Допускается применение внутри шкафа единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному ТН, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа. • В измерительных цепях ИИК точек измерений предусматривать возможность замены счётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т. п. ).

Требования к электросчетчикам (ГОСТ 30206, ГОСТ 26035 ) • Средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч • Среднее время восстановления не более 7 суток • Класс точности электросчетчиков: • Класс точности коммерческих счетчиков электроэнергии должен быть на одну ступень выше (либо равен) классу точности счетчиков потребителей для исключения спорных ситуаций) • Для ВЛ, КЛ и трансформаторов с номинальным напряжением 220 к. В и выше- не хуже 0, 2 S • для линий электропередач напряжением 35 -150 к. В (с учётом тенденции роста нагрузок до 100 МВт и выше) не хуже 0, 2 S • Для остальных присоединений не хуже 0, 5 S 60. • Работоспособность при температуре окружающего воздуха, от «минус» 40 до «плюс» 60 град. Цельсия

Требования к электросчетчикам • Межповерочный интервал не менее 8 лет • Номинальные токи 1; 5 А (Спецтребование) • Наличие встроенного календаря и часов с точностью хода не хуже ± 5 с/сутки • Автоматизированное хранение профиля нагрузки с 30 - минутным интервалом не менее 35 суток ,

Требования к электросчетчикам • Тип микропроцессорные 3 -х элементные (НТП ПС, п. 19. 2. ) • Автоматическое измерение энергии с 30 -ти минутным интервалом и минимальным (не более 3 -х минут) • Автоматическое измерение реактивной энергии с 30 -ти минутным интервалом и минимальным (не более 3 -х минут) • Наличие энергонезависимой памяти для хранения информации • Возможность измерять с нормируемой погрешностью (либо отображать): Ø Фазные токи и напряжения (НТП ПС п. 19. 6. 10) Ø Частоту сети Ø Коэффициент мощности 3 -х фазной сети и пофазно.

Требования к электросчетчикам • Счетчики электроэнергии должны иметь не менее двух цифровых интерфейсов. • Трехфазные трехэлементные счетчики должны включаться в каждую фазу присоединения • Предусматривать установку счётчиков на секционных выключателях (спецтребование) • Установка электрических счетчиков для отдельного учета расхода электроэнергии на хозяйственные, производственные и собственные нужды подстанции (СО 34. 09. 10194)

Требования к электросчетчикам • На межгосударственных ЛЭП предусмотреть установку контрольного счётчика электрической энергии (спецтребование) • Установку счетчиков в отдельно стоящих шкафах. Целесообразность данного требования для КРУ(КРУН) 6 -10 к. В обосновать на этапе проектирования. • Регистрация в журнале событий электросчетчика параметрирования, пропадания напряжения, коррекции времени в счетчике • Съем информации со счетчика автономным способом (наличие оптопорта) • Визуальный контроль информации на счетчике • Пломбирование электросчетчиков • Защита на программном уровне (установка пароля) при параметрировании электросчетчиков • Автоматическая диагностика не реже одного раза в сутки • Автоматическое переключение на зимнее/летнее время

Требования к электросчетчикам • автоматический переход с основного питания на резервное при пропадании основного питания и возврат при его восстановлении с фиксацией факта в журнале событий счётчика. • Доступ к информации с уровня ИВК подстанции и ИВК ЦСОД • Сохранение информации при отсутствии питания