Способ и схема подключения.

Коммерческий учёт электроэнергии

Для осуществления коммерческого учета (КУ) на рынке электроэнергии РФ необходимо создание автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ), представляющей собой совокупность технических средств КУ, функционирующих с учетом технологических и организационных правил, регулирующих порядок их создания и применения.

Коммерческий учет, в соответствии с требованиями Закона Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» осуществляется на основе измерений, проведенных с помощью средств измерений, подвергнутых обязательным испытаниям с последующим утверждением их типа.

Утвержденный тип средств измерений вносится в Государственный реестр средств измерений, который ведет Госстандарт России. Выполнение измерений должно осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками.

1. Организация коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) регулируется Правилами оптового рынка электроэнергии и мощности, Договором о присоединении к торговой системе и прилагаемым к нему Приложением № 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка – «Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности». (R11)

Общие принципы организации коммерческого учета на ОРЭМ

Участники оптового рынка между собой, а также участники оптового рынка и ФСК для обеспечения функционирования системы коммерческого учета электроэнергии на ОРЭМ регулируют порядок информационного обмена, процедуру учета, порядка расчета и согласования количества электроэнергии в соответствии с «Регламентом коммерческого учета электроэнергии и мощности».

Места установки счетчиков могут не совпадать с границами балансового раздела. В этом случае для учета перетоков электроэнергии применяют формулы дорасчета данных учета перетоков по счетчикам.

Перечни средств измерений для целей коммерческого учета по точкам поставки (ПСИ).

Группа точек поставки (ГТП). АИИС КУЭ.

Класс качества АИИС КУЭ

В состав документов, подтверждающих характеристики, определяющие соответствие АИИС Техническим требованиям ОРЭ могут входить:

- сертификаты об утверждении типа средств измерений;

- описание типа средств измерений;

- аттестованные методики выполнения измерений (МВИ);

- алгоритмы приведения результатов измерений в точки поставки;

- методики поверки;

- свидетельства о поверке;

- техническое задание;

- технические документы (паспорта, технорабочий проект, и т. д.) в котором указаны технические характеристики АИИС;

- справки заводов-изготовителей по техническим характеристикам компонент АИИС;

 

В случае отсутствия АИИС КУЭ Коммерческий оператор для расчета объемов поставки использует замещающие методы расчета.

Замещающие методы расчета – и использование оперативных данных Системного оператора.

При отсутствии у КО оперативной информации, используются замещающие методы расчета на основании оперативных данных о часовых величинах потребления территорий субъектов Российской Федерации.

По коэффициентам отношения потребления данного субъекта к потреблению территории субъекта РФ.

 

 

Учет поставок электроэнергии на электростанциях

Учет ведется раздельно: выработанной электроэнергии на генераторах, и потребленной на собственные и хозяйственные нужды.

Основой для расчетов стоимости электроэнергии для участников ОРЭМ являются данные коммерческого учета, содержащиеся в актах учета (оборота) по генерации, отражающие почасовые суммарные величины произведенной электроэнергии по всем ГТП генерации, а также данные, содержащиеся в Актах учета (оборота) по потреблению и отражающие почасовые величины потребленной электроэнергии на ОРЭМ. Данные КУ предоставляются Коммерческому оператору макетами в электронном виде с использованием цифровой подписи. В дальнейшем предоставляются бумажные экземпляры.

Основой для расчета стоимости объемов электрической энергии, покупаемой ФСК с целью компенсации потерь в электрических сетях, является объем фактических потерь электроэнергии в сетях ФСК. Участники оптового рынка между собой, а также участники оптового рынка и ФСК по смежным сечениям обязаны согласовывать почасовые и интегральные акты учета перетоков с указанием фактических величин сальдо перетоков по сечениям.

Для гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) отдельно учитывается объем выработанной и потребленной электроэнергии.

 

Требования к АИИС КУЭ

АИИС КУЭ должна обеспечивать:

• Получение достоверной и надежной коммерческой информации для автоматизации расчетов за электроэнергию и мощность c потребителями оптового и розничного рынка электроэнергии;
• Формирование достоверных данных для производственной и статистической отчетности по полезному отпуску и реализации электроэнергии, анализа режимов электропотребления и потерь;
• Своевременность и полноту предоставления результатов измерений участникам расчетов, требования к которым обусловливаются правилами работы рынка;
• Повышения эффективности использования энергетических ресурсов, обеспечения энергосбережения на базе получаемой более полной, достоверной, привязанной к единому астрономическому времени, метрологически обеспеченной информации о потреблении электроэнергии по всем контролируемым присоединениям в соответствии с требованиями учета электроэнергии и мощности на ОРЭ;
• Межмашинный обмен информацией (повышение оперативности и достоверности расчетов за электроэнергию);
• Выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
• Периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
• Прием от Интегрированной автоматизированной системы управления коммерческим учетом администратора торговой системы (ИАСУ КУ) необходимых результатов измерений смежных по электрическим сетям субъектов ОРЭ;
• Хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• Перезапуск АИИС КУЭ;
• Предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны ИАСУ КУ к информационно-вычислительному комплексу, информационно-вычислительному комплексу электроустановок и, по возможности, к измерительно-информационному комплексу;
• Передача в ИАСУ КУ:
• Результатов измерений;
• Данных о состоянии объектов и средств измерений;
• Обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• Диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
• Конфигурирование и настройку параметров АИИС;
• Ведение системы единого времени в АИИС (коррекция времени).

Коэффициент класса качества рассчитывается АИИС в соответствии с Методикой присвоения класса качества АИИС коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта оптового рынка (Приложение 11.2 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка).

 

2. Технические требования к системам учета электрической энергии на розничных рынках разработаны на основе требований Правил функционирования розничных рынков в переходный период реформирования электроэнергетики, 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 0,461035110 кВ ПС, РП, ТП собственника и в электроустановках потребителя.

Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 11035106 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) (АИИС КУЭ).

 

Расчетный(коммерческий) учет электроэнергии - учет электроэнергии для денежного расчета за неё.

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

Технический (контрольный) учет электроэнергии - учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, для расчета и анализа потерь электроэнергии в электрических сетях, а также для учета расхода электроэнергии на производственные нужды.

Расчетные счетчики электроэнергии на электростанциях должны устанавливаться для учета электроэнергии, выработанной генераторами, потребленной (раздельно) на собственные и хозяйственные нужды, отпущенной в сети других собственников, а также для учета средних значений мощности (нагрузки), отпускаемой электростанциями в сети за установленный интервал текущего времени по соответствующим присоединениям электростанций.

На электростанциях расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности и устанавливаться:

на генераторах;

на трансформаторах собственных нужд;

на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд;

у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды;

на межсистемных линиях электропередачи;

на линиях, принадлежащих потребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций;

на резервных возбудителях.

 

Требования к приборам учета (ПУ):

Выбор класса точности:

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

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.

Способ и схема подключения.

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

При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ.

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

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.

Способ передачи информации:

Через GSM/GPRS модемна 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.

Требования к измерительным трансформаторам тока:

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

Класс точности – не ниже 0,5S.

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

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

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

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.

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.

Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

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

Класс точности – не ниже 0,5.

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

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.

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.

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.

Требования к измерительным цепям:

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

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.

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.

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

12	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: