Реферат: Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь Вводятся в действие с " " 2005 г

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ


УТВЕРЖДЕНО:

Приказ министра энергетики

Республики Беларусь

№ ____ от "___" ___________2005 г.


Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь


Вводятся в действие с "___" ________2005 г.


Издание первое


Минск 2004


МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
КОНЦЕРН “БЕЛЭНЕРГО” РУП “БЕЛТЭИ”


УТВЕРЖДАЮ: УТВЕРЖДАЮ:

Зам. генерального Директор РУП “БЕЛТЭИ”

директора концерна "Белэнерго"

_________________ С.Г. Мелеховец _____________ Ф.И. Молочко

"____"__________2004 г. "31" октября 2004 г.


Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь

(3-я редакция)


Начальник управления Заведующий отделом сбыта энергии учета энергии, д.т.н ___________Богушевич А.Б. ___________ Забелло Е.П.


^ Ответственный исполнитель,

ведущий научный сотрудник, к.т.н.


_______________Гуртовцев А.Л.


Издание первое


Минск 2004


Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь.

^ Министерство энергетики Республики Беларусь.

1-е издание, Минск, 2004 г.


Настоящие Правила определяют основные требования и порядок организации измерения и приборного учета электроэнергии и мощности в действующих, вновь сооружаемых и реконструируемых электроустановках субъектов электроэнергетики республики, субъектов оптового и розничного рынка электроэнергии, а также потребителей электроэнергии, независимо от их ведомственной принадлежности и формы собственности, при производстве, передаче (транспорте), распределении и потреблении электроэнергии и мощности.

Правила устанавливают требования к организации расчетного (коммерческого) и контрольного (технического) учета всех вышеперечисленных субъектов, к составу и порядку эксплуатации средств измерения и учета электроэнергии и мощности.

Правила предназначены для персонала энергосистем и энергокомпаний, независимых энергопроизводителей, участников оптового и розничного рынка электроэнергии, потребителей электроэнергии, проектных организаций и производителей средств измерения и учета электроэнергии.

Правила соответствуют "Концепции приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь", утвержденной Министерством энергетики Республики Беларусь от "____" ___________2005 г. № _____, учитывают условия формирования рыночных отношений в электроэнергетике, реструктуризации Белорусской объединенной энергосистемы, а также ее кооперации и параллельной работы с энергосистемами соседних государств.

С введением в действие настоящих Правил утрачивает силу “Инструкция по организации учета электрической энергии", издание первое, Минск, 1996, а также все ранее утвержденные концерном "Белэнерго" Технические требования к АСКУЭ разных видов.

Основные термины и определения, используемые в Правилах, приведены в Приложении 1.

Правила разработаны авторским коллективом специалистов РУП "БелТЭИ" (д.т.н. Забелло Е.П., к.т.н. Гуртовцев А.Л.) при участии Управления сбыта энергии концерна "Белэнерго" (Богушевич А.Б., Аверьянов А.А.).


ОГЛАВЛЕНИЕ


1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ..................................................................4


2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.…................7


^ 3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА

И НАПРЯЖЕНИЯ…………………………………………………………………........10


4. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СЧЕТЧИКАМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ...............13


5. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ......16


^ 6. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

СИСТЕМ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ......................................................................18


7. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ..........................................................................................................20


^ 8. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.........................................................................................23


9. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ..........................26


^ 10. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЖИЛИЩНО -КОММУНАЛЬНОМ

ХОЗЯЙСТВЕ И НЕПРОМЫШЛЕННОЙ СФЕРЕ........................................................30


11. УЧЕТ РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ..............37


12. УЧЕТ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ....................................................................38


^ 13. ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫХ ПЕРЕТОКОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ....................................................................................................39


14. ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ………………...................................43


^ 15. ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

НА РОЗНИЧНЫХ РЫНКАХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ………………............................46


16. ТРЕБОВАНИЯ К УСТАНОВКЕ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ СРЕДСТВ

ИЗМЕРЕНИЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ............................................................49


^ 17. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ И УЧЕТА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.....................................................................................................51


ПРИЛОЖЕНИЕ

1. Термины и определения.............................................................................................52


^ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ

1.1. Электрическая энергия и мощность являются товаром (товарной продукцией), обладающим высокими потребительской, индивидуальной и меновой стоимостями. Этот товар производится и потребляется в республике, а также частично импортируется из-за рубежа и экспортируется за рубеж.

Технологические стадии оборота этого товара включают в себя процессы его импорта-экспорта, производства, преобразования, передачи, трансформирования, распределения, сбыта и потребления под общим оперативно-диспетчерским и технологическим управлением специализированных предприятий электроэнергетики. Особенностью технологического оборота электроэнергии и мощности как товара является неразрывность во времени процессов его производства и потребления и невозможность его прямого аккумулирования и складирования в значительных количествах.

Коммерческий оборот этого товара представляет собой процессы его непосредственной купли-продажи заинтересованными сторонами - покупателями и продавцами - на оптовом и розничных рынках электроэнергии или в рамках других существующих структур и отношений, продажи услуг по его транспортировке к месту использования, а также продажи других системных услуг, связанных с оборотом электроэнергии и мощности.

"Взвешивание" указанного товара в процессе его технологического и коммерческого оборотов должно производиться на "электронных весах" - приборах учета.

1.2. Приборный учет электроэнергии в республике — это система выбора, размещения и установки соответствующих приборов в требуемых точках учета оборота электроэнергии и мощности, а также процесс получения с установленных приборов с необходимой оперативностью, с заданной точностью и при минимальных трудозатратах достоверной и узаконенной информации о количестве и качестве импортируемой и экспортируемой, произведенной, преобразованной, переданной, трансформированной, распределенной и потребленной электрической энергии и мощности в Белорусской объединенной энергосистеме, на оптовом и розничных рынках электроэнергии в республике и в электроустановках потребителей всех категорий и групп, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

1.3. Информация приборного учета электрической энергии и мощности необходима для решения комплекса следующих технико-экономических задач на всех уровнях управления в электроэнергетике и экономике республики.

1.3.1. Оперативные, средне- и долгосрочные финансовые (коммерческие) расчеты за электроэнергию и мощность и за услуги по их транспортировке на межгосударственном уровне, между региональными энергосистемами, всеми субъектами оптового и розничного рынка электроэнергии, между энергосбытовыми организациями и потребителями по действующим тарифным системам в соответствии с нормативно-правовыми актами государства и договорными обязательствами сторон.

1.3.2. Эффективное оперативное управление режимами электропотребления и, соответственно, производством (генерацией) и импортом электроэнергии за счет взаимодействия энергосистем и потребителей на основе стимулирующих многоставочных, зонных тарифов и исполнения взаимных обязательств.

1.3.3. Постоянный контроль за соблюдением потребителями договорных обязательств и величин лимитов потребляемых мощности и электроэнергии при различных режимах работы энергосистем.

1.3.4. Оперативное определение и прогнозирование всех составляющих баланса электроэнергии и мощности по субъектам и объектам энергосистем, рынка электроэнергии и потребителям, выявление небаланса и снижение технологических и коммерческих потерь на всех энергообъектах по всем классам напряжения.

1.3.5. Определение, прогнозирование и снижение удельных расходов топлива на электростанциях на производство электрической (тепловой) энергии.

1.3.6. Определение составляющих стоимости и себестоимости производства, передачи, распределения, сбыта и потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме, у субъектов рынка электроэнергии и у потребителей, обеспечение прозрачности и обоснованности всех тарифных систем.

1.3.7. Снижение издержек энергосистем по всему технологическому циклу оборота электроэнергии и мощности, повышение эффективности их работы и сдерживание роста тарифов для конечных потребителей электроэнергии.

1.3.8. Постоянный круглосуточный контроль технического состояния и соответствия требованиям нормативно-технических документов систем учета электроэнергии на энергообъектах энергосистемы, субъектов рынка электроэнергии и у потребителей.

1.4. Приборный учет электроэнергии подразделяется на два вида: расчетный (коммерческий), предназначенный для денежных расчетов между продавцом и покупателем электроэнергии (мощности) или системных услуг, и контрольный (технический), предназначенный для решения задач оптимизации технологического оборота электроэнергии.

Соответственно для расчетного учета используются приборы коммерческого учета (ПКУ), а для контрольного - приборы технического учета (ПТУ). Эти группы приборов различаются комплексом требований к ним (в частности, по месту установки, классу точности и другим параметрам).

Общим обязательным условием применения приборов коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности является их регистрация в Государственном реестре средств измерений Республики Беларусь (далее Госреестре).

В отдельных случаях, указанных в настоящих Правилах, допускается использование некоторых приборов учета без их регистрации в Госреестре. Эти исключения не распространяются на такие приборы учета как измерительные трансформаторы и электросчетчики.

1.5. Приборный учет электроэнергии в республике базируется на следующих принципах, соответствующих "Концепции приборного учета электроэнергии в Республике Беларусь".

1.5.1. Приборный учет каждого энергообъекта и субъекта энергосистемы, рынка электроэнергии и потребителя должен строиться как система учета (а не набор отдельных автономных приборов учета, например, счетчиков электроэнергии) - автоматизированная система контроля и учета энергоресурсов (электроэнергии) - АСКУЭ.

АСКУЭ должна интегрировать первичные средства измерения и учета электроэнергии и мощности - счетчики электроэнергии и масштабные преобразователи (измерительные трансформаторы тока и напряжения) и вторичные средства учета - устройства сбора и передачи данных (УСПД), персональные компьютеры (ПК), серверы и корпоративные вычислительные сети (КВС) с программным обеспечением (ПО АСКУЭ), а также каналы связи (КС), обеспечивающие дистанционный сбор данных по стандартным интерфейсам и протоколам с первичных на вторичные средства учета.

Первичные и вторичные средства учета должны быть изделиями высоких информационных технологий (ИТ) и обеспечивать максимальную автоматизацию измерения, учета, сбора, накопления, хранения, обработки, защиты, анализа, отображения и документирования данных учета электроэнергии и мощности как по каждой точке сечения учета того или иного энергообъекта, так и по объекту или субъекту учета в целом (суммарно по группам точек или сечению учета в целом).

1.5.2. Основным первичным средством измерения и учета в коммерческих АСКУЭ должен быть электронный счетчик электроэнергии (далее - счетчик) с цифровым интерфейсом, используемым для передачи данных учета на вторичные средства учета.

База данных учета электроэнергии и мощности, хранимая в памяти электронного счетчика, должна быть основой всех последующих коммерческих расчетов. Счетчики коммерческой АСКУЭ относятся к классу ПКУ.

Запрещается использовать в коммерческих АСКУЭ индукционные, гибридные и электронные счетчики с дистанционной передачей данных учета на вторичные средства учета посредством импульсных приращений электроэнергии (по телеметрическим выходам).

1.5.3. Коммерческие счетчики трансформаторного включения допускается подключать только к измерительным вторичным обмоткам измерительных трансформаторов класса точности не ниже 0,5 для трансформаторов напряжения и 0,5S для трансформаторов тока.

Запрещается подключение коммерческих счетчиков ко вторичным трансформаторным обмоткам иного, не измерительного назначения (например, релейным).

Измерительные трансформаторы тока и напряжения коммерческой АСКУЭ относятся к классу ПКУ.

1.5.4. При определении количества электроэнергии в точке установки прибора учета по показаниям счетчиков трансформаторного включения должны учитываться только номинальные коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения, к которым подключены эти электросчетчики. Введение других поправочных коэффициентов не допускается.

В том случае, если имеется метрологически аттестованные методики, алгоритмы и/или устройства, позволяющие учесть фактические погрешности работы измерительных трансформаторов тока и/или напряжения в реальных условиях их эксплуатации, допускается коррекция показаний счетчиков по фактическим коэффициентам трансформации измерительных трансформатора тока и/или напряжения, полученным на основании указанных методик, алгоритмов или устройств.

1.5.5. Все первичные и вторичные средства учета в рамках коммерческой АСКУЭ субъекта учета должны работать в едином масштабе реального времени с расхождением времен отдельных средств, не превышающем плюс-минус 3с. Синхронизация времени должна быть обеспечена от аттестованного источника точного времени и осуществляться в АСКУЭ не реже одного раза в сутки.

1.5.6. Коммерческая АСКУЭ конкретного субъекта энергосистемы, рынка электроэнергии или потребителя должна обеспечивать возможность дистанционной передачи данных учета со своих первичных и/или вторичных средств учета всем заинтересованным сторонам, участвующим в коммерческом обороте электроэнергии и мощности по данному субъекту и зарегистрированным в перечне потребителей информации конкретной АСКУЭ.

В коммерческих АСКУЭ каждая точка коммерческого учета должна совпадать с соответствующей точкой измерения электроэнергии. При невозможности обеспечить совмещение этих точек, в паспорте точки коммерческого учета должны быть указаны все параметры присоединения (длина и сечение провода, его удельное сопротивление и т.п.), позволяющие расчетным путем скорректировать фактически измеренные значения электроэнергии и мощности на учетные.

В АСКУЭ технического учета в точках учета, не связанных с расчетом балансов, влияющих на оценку достоверности данных коммерческого учета, допускается использовать индукционные и электронные счетчики с телеметрическими выходами для дистанционной передачи данных учета с первичных средств учета на вторичные.

АСКУЭ энергообъекта или субъекта учета рекомендуется создавать как коммерческую АСКУЭ, дополняемую технической АСКУЭ, обеспечивающей более глубокий учет электроэнергии и мощности по элементам и структурам энергообъекта или субъекта с целью выявления и анализа всех их непроизводительных потерь, снижения издержек энергопотребления, экономии энергоресурсов и финансовых средств субъекта.

Реализация коммерческой и технической АСКУЭ должна производиться на раздельных технических первичных и специализированных вторичных средствах учета (раздельных счетчиках, УСПД, см. раздел 2) в целях недопущения снижения надежности коммерческой АСКУЭ за счет подключения к ней средств АСКУЭ технического учета.

Допускается совместное использование программно-аппаратных средств в АСКУЭ коммерческого и технического учета на уровне универсальных вторичных средств учета и ПО АСКУЭ (см. раздел 2).

1.6. Действующий, исторически сложившийся в республике коммерческий учет электроэнергии и мощности на базе индукционных электросчетчиков, а также АСКУЭ с импульсным сбором данных учета, подлежит в течение ряда лет массовой замене на новый учет, основанный на современных информационных технологиях. Такой переход требует значительных средств, времени и регламентируется соответствующими разрабатываемыми нормативно-правовыми документами.

На время переходного периода допускается использование индукционных счетчиков в действующем коммерческом учете на основании соглашений сторон, участвующих в коммерческом обороте электроэнергии по конкретным энергообъектам. Указанные соглашения должны дополнительно предусматривать конкретные сроки замены устаревшего учета новым в соответствии с требованиями настоящих Правил.

На время переходного периода допускается по соглашению сторон, участвующих в коммерческом обороте электроэнергии по конкретным энергообъектам, использовать средства учета с согласованными отклонениями от требований, предъявляемых настоящими Правилами.

1.7. Метрологический контроль и надзор за средствами измерения и учета электроэнергии осуществляются органами Госстандарта Республики Беларусь и аккредитованными Госстандартом метрологическими службами субъектов энергосистем или независимых организаций в соответствии с действующим законодательством.

1.8. Метрологическое обеспечение средств коммерческого учета электроэнергии должно осуществляться на этапе их проектирования проведением метрологической экспертизы технической документации, на этапе их изготовления проведением испытаний (приемочных и контрольных), на этапе их внедрения на объекте приемкой монтажно-наладочных работ, в процессе их эксплуатации поверкой средств учета и осуществлением метрологического надзора.

1.9. Данные учета в системах коммерческого учета электроэнергии должны быть достоверны, т. е. соответствовать с заданной погрешностью действительным данным. Контроль достоверности данных учета должен производиться по всем элементам и операциям систем учета электроэнергии в процессе их эксплуатации.

Для оценки достоверности данных учета необходимо обеспечить постоянный контроль за техническим состоянием первичных и вторичных средств учета, за режимами их работы, контроль за достоверностью и объемом передачи данных учета первичными средствами и их приемом вторичными средствами, а также записью данных учета в соответствующие базы данных (с дублированием, если необходимо, запросов к данным учета нижнего уровня с последующим сравнением результатов на верхнем уровне).

Дополнительным средством достоверизации данных коммерческого учета должен стать метод сведения баланса электроэнергии и мощности по конкретному объекту учета с использованием для этого, в том числе, и данных по точкам технического учета, участвующих в балансе объекта.

1.10. Техническое обслуживание и эксплуатация систем учета электроэнергии должны осуществляться обученным и закрепленным приказом по энергообъекту персоналом или специализированной субподрядной организацией.

1.11. При обслуживании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими «Правилами устройства электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок».


^ 2.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2.1. Система учета электроэнергии энергообъекта или субъекта учета должна строиться как иерархический многоуровневый комплекс первичных и вторичных средств учета электроэнергии. Количество уровней учета в конкретной АСКУЭ зависит от ее специализации и определяется в настоящих Правилах дополнительными требованиями в соответствующих разделах.

К первичным средствам учета принадлежат измерительные трансформаторы тока и напряжения (масштабные преобразователи), счетчики и другие измерительные приборы (амперметры, вольтметры и т.д.), а ко вторичным – специализированные (УСПД) и универсальные средства учета (компьютеры со специализированным программным обеспечением АСКУЭ).

2.2. Основной элемент системы учета электроэнергии – это счетчик (расчетный или контрольный). При необходимости подключения счетчика в точку учета с напряжением более 0,4 кВ дополнительно в системе учета должен использоваться измерительный трансформатор напряжения (ТН), а при подключении счетчика в точку учета с рабочим током, большим номинального тока счетчика, – измерительный трансформатор тока (ТТ). Счетчики совместно с измерительными трансформаторами и соединительными линиями между ними образуют нижний уровень системы учета (совокупность измерительных комплексов).

Общие требования к измерительным трансформаторам и счетчикам изложены соответственно в разделах 3 и 4 настоящих Правил.

2.3. Специализированные средства учета (УСПД) образуют второй, или промежуточный уровень системы учета (этот уровень является верхним промежуточным по отношению к уровню счетчиков и нижним промежуточным по отношению к уровню компьютеров). Необходимость использования промежуточного уровня между нижним и верхним уровнем универсальных компьютерных средств учета определяется особенностями энергообъекта или субъекта учета и соответствующими требованиями настоящих Правил.

В случае применения УСПД в системе учета, они должны обеспечить круглосуточный, автоматический, с программируемой дискретностью опроса, дистанционный сбор данных учета со счетчиков, подключенным к этим средствам, по проводным или беспроводным каналам связи. Допускается использовать для сбора данных электрические сети напряжением 0,4 кВ и выше.

Общие требования к УСПД изложены в разделе 5 настоящих Правил.

2.4. Универсальные вторичные средства учета (компьютеры или компьютерные сети со специализированным программным обеспечением АСКУЭ) образуют верхний уровень системы учета. Конкретная система учета может иметь два (без УСПД), три (с УСПД) или более (несколько уровней УСПД и/или несколько уровней компьютерных сетей) уровней иерархии.

Специализированных требований к компьютерам или компьютерным сетям, используемым в АСКУЭ, нет. Рекомендуется использовать компьютеры в промышленном исполнении.

Общие требования к программному обеспечению верхнего уровня системы учета изложены в разделе 6 настоящих Правил.

2.5. Одна из главных функций системы учета, после функции измерения электроэнергии и ее учета в первичных средствах, - сбор данных учета на верхний уровень АСКУЭ с нижних уровней (счетчиков и/или УСПД). Этот сбор может быть реализован как дистанционно, по каналам связи (при условии их наличия), так и локально, через устройства (пульт, портативный компьютер, смарт- карту, электронный ключ или другое устройство обмена данными), с помощью которых данные учета переносятся с нижнего уровня АСКУЭ на верхний. Локальный сбор обеспечивает интеграцию данных учета на верхнем уровне, а дистанционный - дополнительно оперативность и управление при общей минимизации затрат ручного труда.
^ Для дистанционного сбора данных допускается использовать проводные и беспроводные каналы связи, а также силовую электросеть напряжением 0,4 кВ и выше. Выбор вида сбора и каналов связи при дистанционном сборе определяет заказчик АСКУЭ по согласованию с энергоснабжающей организацией. 2.6. Дистанционный сбор рекомендуется выполнять в протоколе “запрос - ответ”, т.е. передачу данных учета или других параметров с нижнего уровня на верхний необходимо производить по запросу этих данных с верхнего уровня. При реализации дистанционного сбора данных необходимо обеспечить возможность общего (ко всем средствам учета нижнего уровня) или индивидуального (к выделенному средству учета нижнего уровня) автоматического сбора данных (по меткам времени и другим периодическим событиям), а также сбор данных по отдельным разовым запросам к тому или иному средству учета нижнего уровня с указанием конкретного типа запрашиваемых данных. Допускается инициативная передача данных с нижнего уровня на верхний без запроса с верхнего уровня. Такой режим передачи рекомендуется для передачи диагностической информации о нештатных состояниях средств учета нижнего уровня и ошибках в учете, а также при несанкционированном обращении к средствам учета нижнего уровня.
2.7. На стадии проектирования АСКУЭ должна определяться общая относительная погрешность каждого измерительного комплекса, содержащего измерительные трансформаторы тока и напряжения с подключенным к ним через соединительные провода счетчиком, и обеспечиваться ее минимизация за счет правильного выбора классов точности средств учета, сечения соединительных кабелей, трасс их прокладки и т.д.

2.8. Предел допустимого значения относительной погрешности каждого i-го измерительного комплекса (счетчика и измерительного трансформатора с линиями присоединений) должен соответствовать значению, определяемому по формуле


δi = 1,1 (δ2I+δ2U+δ2Л +δ2ОС +δ2Q + δ2ДСj)1/2 (2.1)


где δI,δU - пределы допустимых значений относительной погрешности соответственно ТТ и ТН,(%) ;

δЛ - предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, (%);

δОС- предел допустимой основной погрешности электронного счетчика, (%);

δQ- предел допустимого значения составляющей суммарной погрешности измерения электроэнергии, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН , (%);

δДСj - предел допустимой дополнительной погрешности счетчика от j-го влияющего фактора,(%), где J — число влияющих факторов,.

Формула (2.1) верна при условии, что все входящие в нее величины, во-первых, случайны (не являются систематическими погрешностями), и, во-вторых, независимы друг от друга.

2.9. Элементы каждого измерительного комплекса системы учета должны быть метрологически аттестованы (внесены в Госреестр и иметь свидетельство о поверке), а система в целом должна быть принята в эксплуатацию в установленном порядке согласно требованиям Заказчика, согласованным с энергоснабжающей организацией.

Допускается использовать АСКУЭ коммерческого учета без метрологической аттестации и поверки ее элементов, за исключением измерительных трансформаторов и счетчиков. В этом случае по соглашению сторон, участвующих в коммерческом обороте электроэнергии и мощности, результаты коммерческого учета, полученные посредством АСКУЭ, должны удостоверяться согласованными сторонами актами сверки. Данные учета приобретают коммерческий характер только после подписания сторонами указанных актов.

2.10. Система учета электроэнергии должна выполнять заданные функции при нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы электрической сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в нее элементов с погрешностями, не превышающими предельных , установленных заводскими техническими условиями (ТУ) на эти элементы.

2.11. Система учета электроэнергии должна быть защищена от воздействия (сверх установленных ТУ на элементы) электростатических и постоянных магнитных полей, электромагнитных полей промышленной и иных частот, механических повреждений, климатических воздействий (температура, влажность и т.д.) и от несанкционированного доступа.

2.12. Система учета электроэнергии должна обеспечивать на объектах электроэнергетики и у субъектов рынка электроэнергии определение за расчетные и контрольные периоды времени количества активной электроэнергии и усредненных значений активной мощности:

2.12.1. Выработанной генераторами электростанций.

2.12.2. Потребленной генераторами электростанций, работающими в режиме синхронного компенсатора.

2.12.3. Потребленной раздельно на собственные (СН) и хозяйственные (ХН) нужды электростанций и электрических сетей (подстанций) .

2.12.4. Потребленной на производственные (ПН) нужды энергосистем.

2.12.5. Отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к этим потребителям.

2.12.6. Переданной на рынок электроэнергии, в сети других собственников (энергосистем, энергокомпаний) или полученной от них электроэнергии.

2.12.7. Отпущенной субъектам рынка электроэнергии или потребителям из электрической сети.

2.12.8. Поступившей на рынок электроэнергии в электрические сети различных субъектов рынка по всем классам напряжения .

2.12.9. Переданной на экспорт и полученной по импорту по транзитным межгосударственным линиям электропередачи.

2.13. Системы учета электроэнергии должны обеспечивать у потребителей определение за расчетные и контрольные периоды количества активной электроэнергии и усредненных значений активной мощности в соответствии с применяемыми тарифными системами:

2.13.1. Потребленной раздельно и в сумме по всем питающим фидерам потребителя.

2.13.2. Потребленной раздельно и в сумме по всем питающим фидерам субабонентов потребителя .

2.14. Системы учета электроэнергии должны обеспечивать в энергосистеме, у субъектов рынка электроэнергии и у потребителей определение за расчетные и контрольные периоды количества реактивной электроэнергии и усредненных значений реактивной мощности:

2.14.1. Выработанной синхронными компенсаторами, генераторами, работающими в режиме синхронного компенсатора, и батареями статических конденсаторов мощностью более 1 МВАр.

2.14.2. Полученной потребителями от энергоснабжающей организации по электрической сети или переданной ей, в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

2.15. Технические решения создаваемых АСКУЭ энергообъектов или субъектов учета должны удовлетворять следующим принципам: а) модульность, б) унификация, в) масштабируемость по точкам и структурам учета, г) использование серийных интерфейсов и открытых протоколов, д) использование серийных технических средств, е) использование методов цифровой обработки.

2.16. Детальные требования к структуре и функциям системы учета электроэнергии зависят от многих условий и определяются в соответствующих разделах настоящих Правил, а также дополнительно уточняются в технических условиях на АСКУЭ, выдаваемых уполномоченными на это организациями (в частности, энергоснабжающими организациями).


^ 3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ


3.1. Измерительные трансформаторы напряжения следует применять в электрических сетях переменного тока напряжением выше 0,4 кВ, а измерительные трансформаторы тока в сетях 0,4 кВ и выше в тех случаях, когда измеряемый ток превышает номинальный ток измерительного прибора.

Учет электроэнергии с применением измерительных трансформаторов тока и напряжения должен быть основан на совместном использовании трансформаторов и счетчиков трансформаторного включения, подключаемых своими питающими цепями тока и/или напряжения к вторичным цепям соответствующих трансформаторов.

3.2. Все типы применяемых измерительных трансформаторов тока и напряжения коммерческого и технического учета должны быть внесены изготовителями трансформаторов или их представителями в Госреестр, а поставляемые рабочие трансформаторы должны иметь пломбы поверителя и свидетельства о поверке. На момент предъявления измерительных трансформаторов к допуску в эксплуатацию должно пройти не более 12 месяцев со дня прохождения их государственной поверки.

Рабочая документация (паспорт, руководство по эксплуатации, технические условия и т.д.) на измерительные трансформаторы, включаемые в Госреестр, должна быть представлена на государственном языке Республики Беларусь.

3.3. Измерительные трансформаторы напряжения, используемые для коммерческого и технического учета, должны иметь класс точности не ниже 0,5.

В отдельных случаях, рассматриваемых в настоящих Правилах, для коммерческого учета должны использоваться измерительные трансформаторы напряжения с классом точности 0,2.

3.4. Измерительные трансформаторы тока для коммерческого учета электроэнергии, должны иметь класс точности не ниже 0,5S.

В отдельных случаях, рассматриваемых в настоящих Правилах, измерительные трансформаторы тока должны иметь класс точности 0,2S.

Для измерительных трансформаторов тока, применяемых для технического учета в тех точках, в которых данные учета не используются для балансной оценки достоверности данных коммерческого учета по энергообъекту, допустим класс точности не ниже 0,5.

3.5. Измерительные трансформаторы тока, устанавливаемые в особо важных точках коммерческого учета (эти случаи рассмотрены в Правилах), должны иметь не менее двух вторичных измерительных обмоток, к которым независимо подключаются токовые цепи основного и дублирующего расчетных счетчиков.

3.6. Суммарная мощность нагрузок (последовательных цепей тока и параллельных цепей напряжения) расчетных счетчиков (и/или других приборов учета), подключаемых к вторичным цепям измерительных трансформаторов тока и напряжения, не должна превышать, с учетом мощности потерь в соединительных проводах, номинальных вторичных нагрузок этих трансформаторов.

Сечение и длина соединительных проводов в цепях напряжения расчетных счетчиков должны быть таковы, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,2% вторичного номинального напряжения измерительного трансформаторов напряжения с учетом запаса на изменение их сопротивления в межремонтный период. Проектная документация должна содержать расчеты вторичных нагрузок и падений напряжения во вторичных цепях, гарантирующих соблюдение вышеуказанных требований.

Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 0,25% вторичного номинального напряжения измерительного трансформатора напряжения.

3.7. Выбор трансформаторов тока и напряжения по номинальной величине тока или напряжения во вторичной цепи должен определяться соответственно номинальными токами и напряжениями счетчиков (и/или других приборов учета), подключаемых к этим цепям.

Как правило, для измерительных трансформаторов напряжения номинал вторичной цепи равен 100 (для трехпроводного подключения) или 57,7 (для четырехпроводного подключения) В, а для измерительных трансформаторов тока – 5 или 2 или 1 А.

Допускается подключать к измерительному трансформатору тока приборы учета с меньшим вторичным номинальным током, чем вторичный номинальный ток измерительного трансформатора тока, если при максимальном первичном токе в точке учета не будет превышен максимальный допустимый ток прибора учета.

3.8. Номинальные значения первичных токов и напряжений измерительных трансформаторов тока и напряжения должны соответствовать максимальным рабочим значениям тока и напряжения в точке учета.

Допускается применение измерительных трансформаторов тока с завышенн