19.1. При проектировании новых и реконструируемых ПС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие современные требования к техническому и коммерческому учету электроэнергии (в соответствии с ПУЭ и типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (43)), а также регламентами ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования» (66). Кроме того, исходными нормативными документами для организации схемы коммерческого учета на рынке электрической энергии и мощности являются действующие правила работы рынка и договоры (контракты) на поставку (покупку) электроэнергии и мощности между субъектами рынка. При этом должен обеспечиваться учет количества, а также и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь электроэнергии при ее передаче. Учет должен обеспечивать получение данных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, а также по межгосударственным перетокам.
19.2. На подстанциях, в точках коммерческого учета должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики, которые должны включаться в каждую фазу присоединения.
На вновь строящихся и реконструируемых ПС не допускается применять счетчики индукционного типа.
Счетчики электроэнергии должны иметь числоимпульсный и (или) цифровой интерфейс для работы в системах АИИС КУЭ. Счетчики электроэнергии должны иметь не менее двух цифровых интерфейсов для использования одного из них для передачи данных в АИИС КУЭ смежных субъектов и АСТУ. Передача данных в АСТУ должна обеспечиваться с дискретностью передаваемой информации 1-3 минуты.
Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:
— для линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше — 0,2; 0,2S;
— для трансформаторов напряжением 220 кВ и выше — 0,2S;
— для линии электропередач напряжением 35-150 кВ — 0,5; 0,5S;
— для линии электропередачи напряжением 6-10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и выше — 0,5;
— прочие объекты учета — 1(2).
Класс точности коммерческих счетчиков электроэнергии должен быть на одну ступень выше (либо равен) классу точности счетчиков потребителей (для исключения спорных ситуаций).
Класс точности коммерческих счетчиков реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии.
Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:
— для линии электропередачи напряжением 110 –150 кВ — 0,5; 0,5S;
— для трансформаторы напряжением до 110 кВ — 0,5; 0,5S;
— для линии электропередачи и вводы напряжением 6-10-35 кВ – 1;
— прочие объекты учета – 2.
Класс точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.
19.3. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения коммерческих счетчиков электроэнергии класса точности 0,2 должен быть не ниже 0,2 (0,2S), для счетчиков класса точности 0,5 и 1 – не ниже 0,5 (0,5S) и для счетчиков класса точности 2 – не ниже 1,0.
19.3.1. При выборе ТН должен быть проведен расчет действительной мощности вторичной нагрузки на ТН, для оценки его класса точности в рабочем режиме.
Для подстанции напряжением 110-220 кВ со схемами электрических соединений распредустройств со сборными шинами, при нагрузках ТН не удовлетворяющих условиям необходимого класса точности, должна быть определена возможность замены действующих устройств РЗА и ПА на устройства с меньшим потреблением по цепям напряжения или установки второго ТН (44).
Необходимость установки второго ТН должна быть обоснована технико-экономическим расчетом.
19.4. На новых и реконструируемых ПС 330-750 кВ дополнительно к ТТ в цепях выключателей следует предусматривать установку ТТ в цепи ВЛ для включения счетчиков к измерительной обмотке. Для схем ПС двойной системы шин с обходной и отсутствия ТТ в цепи ВЛ с целью учета электроэнергии на ВЛ необходимо обеспечивать автоматическую фиксацию в УСПД перевода каждой ВЛ на обходной выключатель.
19.5. Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на стороне ВН автотрансформатора и контроля баланса по этому напряжению предусматривать дополнительную обмотку ТТ класса 0,2S.
19.6. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ).
19.6.1. Исходной информацией для создания системы АИИС КУЭ должны быть данные, получаемые от счетчиков электрической энергии.
19.6.2. Система АИИС КУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше должна охватывать все точки расчетного и технического учета активной и реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса электроэнергии на объекте, включая балансы по уровням напряжения в соответствии с типовой работой по разработке основных положений по созданию системы АИИС КУЭ (50 и 51).
19.6.3. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны соответствовать требованиям Федерального Закона «Об обеспечении единства измерений». Метрологические характеристики АИИС КУЭ должны подтверждаться сертификатом(ами) типа средств измерений на основании проведенных испытаний уполномоченными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (в соответствии с действующими нормативными документами). Сбор, обработка, хранение и передача информации об электроэнергии на объектах должна осуществляться с помощью метрологических аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи данных (УСПД).
19.6.4. Структура построения АИИС КУЭ и состав примененных технических средств, должны обеспечивать автоматический информационный обмен на электронном уровне между субъектами в согласованных форматах и в соответствии с техническими требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ
19.6.5. Система АИИС КУЭ должна являться автономной системой и иметь возможность интеграции в АСУ ТП.
19.6.6. Информация от электросчетчиков в УСПД АИИС КУЭ ПС должна поступать в виде цифрового кода по последовательному цифровому интерфейсу RS-485 или (и) в виде количества импульсов, пропорциональных величине электроэнергии.
19.6.7. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности на всех уровнях должны быть оснащены системами точного астрономического времени (с системой коррекции УССВ) и гарантированным электропитанием.
19.6.8. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны обеспечивать получение данных о средних 30-минутных (коммерческих) значениях электрической мощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т.д.). УСПД, применяемые в АИИС КУЭ должны обеспечивать хранение необходимых данных первичного учета электроэнергии в течении 4-х лет в соответствии с требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ.
19.6.9. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности на всех уровнях управления должны быть защищены от несанкционированного доступа к информации и ее произвольного изменения как путем пломбирования отдельных элементов, так и программными средствами.
19.6.10. Предусматривать контроль качества электроэнергии в составе систем АИИС КУЭ на базе специализированных электросчетчиков с возможностью измерения параметров электросети с нормированными погрешностями, либо на базе специализированных устройств контроля качества электроэнергии.
НТП. Часть 19. Учёт электроэнергии