Научная электронная библиотека

Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

Гуртовцев А. Л.,

3. Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь (проект)

УТВЕРЖДЕНО

Постановление

Совета Министров

Республики Беларусь

"___"_______ 2008г. №__

Правила приборного учета электрической энергии

в Республике Беларусь

(редакция № 11 от 27.01.2009)

Глава 1

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь (далее - Правила) устанавливают порядок и способы организации приборного учета электрической энергии (далее - электроэнергии) во вновь сооружаемых и реконструируемых электроустановках на объектах электроэнергетики и потребителей (юридических и физических лиц, индивидуальных предпринимателей) в процессах технологического и коммерческого оборота электроэнергии.

Настоящие Правила учитывают временные и территориальные особенности технологического и коммерческого оборота электроэнергии в Республике Беларусь, а также условия параллельной работы Белорусской энергосистемы с энергосистемами соседних государств.

Настоящие Правила предназначены для персонала объектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, проектных организаций, производителей средств приборного учета электроэнергии и других заинтересованных сторон, имеющих отношение к приборному учету электроэнергии в Республике Беларусь.

2. Для целей настоящих Правил используются следующие термины и их определения:

абонент - потребитель, заключивший с энергоснабжающей организацией договор электроснабжения;

автоматизированная система контроля и учета электроэнергии (далее - АСКУЭ) - система технических и программных средств для автоматизированного дистанционного измерения, сбора, передачи, хранения, накопления, обработки, анализа, отображения и документирования результатов потребления электроэнергии в территориально распределенных точках учета, расположенных на объектах энергоснабжающей организации и (или) потребителей;

база данных – упорядоченная и структурированная совокупность данных, хранящаяся в запоминающем устройстве и доступная для использования по командам обращения к ней;

баланс объекта по электроэнергии и (или) мощности – суммы измеренной по внешним присоединениям объекта учета, поступившей на объект от иных объектов и отданной другим объектам электроэнергии и (или) мощности за расчетный и (или) контрольный периоды времени, а также разность этих сумм (сальдо, небаланс);

граница балансовой принадлежности сети - линия имущественного раздела сетей между энергоснабжающей организацией и абонентом либо абонентом и субабонентом, обозначенная на электрической схеме и зафиксированная двусторонним актом разграничения балансовой принадлежности сетей и эксплуатационной ответственности сторон договора электроснабжения за их техническое состояние;

жилищный фонд – совокупность всех жилых помещений на территории Республики Беларусь, независимо от форм собственности, включая жилые, специализированные дома (общежития, гостиницы, дома престарелых, дома-интернаты и др.), квартиры, служебные, иные жилые помещения в других строениях, пригодных для проживания;

канал измерительный цифровой (далее – цифровой измерительный канал) – измерительный канал, содержащий прибор(ы) учета, на выходе которого результат измерения представлен в виде цифрового результата;

качество электроэнергии – показатели, характеризующие свойства электроэнергии, соответствующие требованиям технических нормативных правовых актов и определенные в договоре электроснабжения;

коммерческий оборот электроэнергии - процессы купли-продажи электроэнергии заинтересованными сторонами (покупателями и продавцами), а также оказания ими различных дополнительных услуг, связанных с этим оборотом;

коммуникационное оборудование - оборудование, обеспечивающее соединение и обмен информацией в системах учета по каналам и линиям связи между ее различными уровнями и элементами (модемы, коммутаторы, маршрутизаторы, сетевые экраны, преобразователи интерфейсов, электронные ключи, магнитные карточки и т.п.);

контрольный период – определенный период (или группа периодов) времени, выбранный для сбора и контроля данных в техническом учете;

контрольный счетчик – счетчик, используемый для технического учета;

корпоративная вычислительная сеть (КВС) - вычислительная сеть группы субъектов (корпорации), связанных общей деятельностью, использующая принципы построения глобальных компьютерных сетей и частное пространство интернет-адресов (IP- адресов);

мощность электроэнергии усредненная (далее - мощность) - количество электроэнергии в единицу времени, или отношение количества электроэнергии, прошедшее через точку ее измерения в электрической цепи, к временному интервалу измерения этого количества;

непромышленная сфера - совокупность объектов, предназначенных для удовлетворения непроизводственных потребностей, включая потребности в образовании, здравоохранении, жилище, торговле, питании и других непромышленных отраслях;

объект учета – объект энергосистемы и (или) потребителей с приборным учетом электроэнергии;

объект энергосистемы (далее - энергообъекты) - электроустановка (в частности, электрическая станция, электрическая сеть, подстанция и т.д.), котельная, гидротехническое сооружение, тепловая сеть, другие технологические установки, предназначенные для использования в процессах оборота электрической и тепловой энергии;

потери электроэнергии и (или) мощности - потери электроэнергии и (или) мощности в процессе ее оборота, обусловленные технологическими и другими причинами (различают технологические потери -технологический расход - и коммерческие потери);

потребитель – юридическое лицо, гражданин, индивидуальный предприниматель, осуществляющий по договору с энергоснабжающей организацией пользование электроэнергией;

приборный учет электроэнергии (далее - приборный учет) - процесс непрерывного измерения в точках учета на объектах электроэнергетики и потребителей посредством приборов учета электроэнергии количества электроэнергии, ее мощности и (или) качества, а также сбора, хранения, накопления, обработки, регистрации, отображения и распространения (распределения) измерительной информации посредством средств приборного учета электроэнергии;

приборы учета электроэнергии (далее - приборы учета) – средства приборного учета, подлежащие утверждению в качестве типа средств измерений или метрологической аттестации средств измерений: измерительные трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения, электрические счетчики;

приемник электроэнергии (далее - электроприемник) – устройство, в котором происходит преобразование электроэнергии в другой вид энергии для ее использования;

протокол - формальная система правил, регламентирующая формат и процедуры обмена информацией между двумя или более отдельными компонентами (устройствами, программами или процессами) систем;

расчетный период – установленный договором электроснабжения период времени для расчетного учета;

расчетный приборный учет электроэнергии (далее - расчетный учет) - учет электроэнергии в процессе ее коммерческого оборота для оплаты субъектами электроэнергетики и потребителями;

расчетный счетчик – счетчик, используемый для расчетного учета;

сечение учета электроэнергии (далее - сечение учета) - совокупность точек учета в сетях, рассматриваемая как единое целое (различают сечения учета на стороне высшего, среднего и низшего напряжения, сечения расчетного и технического учета, сечения по объекту или субъекту учета);

средства приборного учета электроэнергии (далее - средства учета) - приборы и системы учета, коммуникационное оборудование, а также иные дополнительные технические и программные средства, используемые в приборном учете для реализации его функций;

средства учета первичные (далее – первичные средства учета) – измерительные трансформаторы тока, напряжения и счетчики;

средства учета вторичные (далее – вторичные средства учета) – специализированные или универсальные технические средства: устройства сбора и передачи данных, средства вычислительной техники (компьютеры) с программным обеспечением АСКУЭ, коммуникационное и другое оборудование;

средства расчетного приборного учета электроэнергии (далее - средства расчетного учета) – средства приборного учета, используемые для расчетного учета.

субабонент - потребитель, электроустановки которого непосредственно присоединены к сетям абонента, имеющий с ним договор электроснабжения;

субъекты учета – юридические и физические лица, индивидуальные предприниматели, имеющие объекты учета;

субъекты электроэнергетики - юридические лица, осуществляющие деятельность в электроэнергетике (за исключением потребителей, использующих электроэнергию только для собственных нужд);

субъекты энергосистемы - областные республиканские унитарные предприятия (РУП) электроэнергетики и их структурные подразделения;

тарифы на электроэнергию и мощность (далее - тарифы) - системы ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электроэнергию (мощность) между ее продавцом и покупателем ;

технический приборный учет электроэнергии (далее - технический учет) - учет электроэнергии для контроля и технических целей в процессе ее технологического оборота;

технологический оборот электроэнергии - процессы импорта-экспорта, производства, передачи, распределения и сбыта электроэнергии под общим оперативно-диспетчерским и технологическим управлением специализированных организаций энергосистемы (его особенностью является неразрывность во времени всех указанных процессов, а также невозможность прямого аккумулирования электроэнергии в больших объемах в энергосистеме и у потребителей);

точка измерения электроэнергии (далее - точка измерения) - физическая точка электроустановки, совпадающая с точкой подключения прибора учета, в которой производится измерение величины и направления тока и напряжения;

точка расчетного учета электроэнергии (далее – точка расчетного учета) - точка учета, выбранная на границе балансовой принадлежности сетей продавца и покупателя электроэнергии;

точка учета электроэнергии (далее - точка учета) - точка электроустановки, выбранная для технического или расчетного учета (может как совпадать, так и не совпадать с точкой измерения, а данные учета в последнем случае будут отличаться на величину технических потерь электроэнергии в промежутке между этими точками);

устройство сбора и передачи данных (УСПД) – вторичное специализированное средство приборного группового учета электроэнергии, используемое в АСКУЭ на среднем уровне для автоматического, с программируемой периодичностью запроса и приема данных учета с уровня первичных средств приборного учета (нижнего, или первого уровня АСКУЭ) от группы подключенных к нему по цифровым интерфейсам счетчиков, хранения, накопления и (или) обработки этих данных учета, передачи их по каналу связи на уровень вторичных универсальных средств приборного учета (верхний уровень АСКУЭ) - в энергоснабжающую организацию (в центр сбора и обработки данных), а также передачи в обратном направлении служебных и (или) иных данных (в частности, сигналов синхронизации часов электронных счетчиков);

цифровой интерфейс - система технических средств и правил для унифицированного сопряжения и взаимодействия (физического и информационного) компонентов (программ и оборудования) систем с цифровой (в виде чисел) передачей данных;

электрическая сеть (далее - сеть) - система электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из линий электропередачи, подстанций и распределительных устройств;

электрический счетчик (далее - счетчик) – прибор учета количества электроэнергии, ее мощности и (или) качества в одной или нескольких точках измерения однофазной или трехфазной электрической сети;

электромеханический счетчик - счетчик с электромеханическим принципом измерения и отображения значений данных учета;

электронный счетчик – счетчик с электронной схемой измерения и отображения данных измерения;

электроустановка – сочетание взаимосвязанных электроприемников и элементов электрических сетей в пределах определенного пространства или помещения;

электроэнергетика - сфера взаимосвязанных процессов производства (генерации), передачи (транспорта), распределения и сбыта (подачи потребителям) электрической и тепловой энергии - процессов оборота электрической и тепловой энергии;

энергетическая система (далее - энергосистема) - территориально-распределенная в масштабах области (областная энергосистема) или республики (объединенная энергосистема) система энергообъектов и административных структур, связанных общностью режима функционирования и управления в едином непрерывном процессе коммерческого и технологического оборота электрической и тепловой энергии;

энергоснабжающая организация – юридическое лицо, осуществляющее на договорной основе электроснабжение абонентов (потребителей) через присоединенную сеть.

ТТ – измерительный электрический трансформатор, предназначенный для преобразования тока большой величины в ток низкой величины в цепях измерения и контроля;

ТН – измерительный электрический трансформатор, предназначенный для преобразования высокого напряжения в низкое напряжение в цепях измерения и контроля.

3. Приборный учет в республике основывается на единой системе выбора, размещения, установки и эксплуатации соответствующих средств учета в точках учета коммерческого и технологического оборота электроэнергии в электроэнергетике и у потребителей. Цель организации приборного учета - получение требуемой учетной информации (информации по учету электроэнергии, мощности и (или) ее качества). Эта информация должна поступать к заинтересованным сторонам с требуемой оперативностью и при минимальных трудозатратах обслуживающего средства учета персонала, обладать гарантированной точностью и достоверностью, соответствовать требованиям настоящих Правил. Учетная информация необходима для решения комплекса различных технико-экономических задач на всех уровнях управления в электроэнергетике и у потребителей.

4. Настоящие Правила устанавливают требования к двум видам приборного учета: расчетному и техническому. Для указанных видов приборного учета должны использоваться соответствующие средства учета: расчетные и технические.

Приборы учета должны быть включены в Государственный реестр средств измерений Республики Беларусь (далее - Госреестр).

Для потребителей, присоединенных к сетям энергоснабжающих организаций Министерства энергетики Республики Беларусь, рекомендуется использовать в системах расчетного учета приборы учета, включенные в "Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе АСКУЭ", ведение которого осуществляет Министерство энергетики Республики Беларусь (далее - Перечень).

5. Приборный учет каждого субъекта и объекта электроэнергетики и потребителя должен строиться в виде систем учета (для отдельных групп потребителей возможны исключения, в частности, согласно пособию П2-2000 к СНБ 3.02.04-03). В зависимости от вида учета эти системы подразделяются на системы расчетного (АСКУЭ расчетного учета) или технического учета (АСКУЭ технического учета).

По усмотрению субъекта учета допускается использовать вместо систем технического учета отдельные, автономные, не входящие в системы учета приборы технического учета.

6. Системы учета интегрируют отдельные средства учета, связывая их друг с другом по линиям и (или) каналам связи и обеспечивая между ними соответствующий дистанционный обмен информацией.

Первичные и вторичные средства учета обеспечивают максимальную автоматизацию учета - измерение, сбор, накопление, хранение, обработку, защиту, анализ, контроль, отображение, передачу и документирование данных учета - по каждой точке учета того или иного объекта и (или) по объекту или субъекту учета в целом (суммарно по группам точек или сечению учета в целом).

7. Основными первичными средствами учета в системах расчетного учета являются электронные счетчики с цифровыми интерфейсами. Интерфейсы должны использоваться для передачи данных учета из баз данных электронных счетчиков на вторичные средства учета.

Базы данных учета, длительно хранимые в энергонезависимой памяти электронных счетчиков, должны быть основой всех последующих расчетов и вычислений во вторичных средствах учета систем учета.

Использование в системах расчетного учета проектируемых, строящихся и реконструируемых объектов электроэнергетики и потребителей электромеханических счетчиков (в том числе со встроенными датчиками) и электронных счетчиков с дистанционной передачей данных на вторичные средства учета посредством аналоговых сигналов или импульсных приращений электроэнергии с телеметрических выходов счетчиков, запрещается.

Разрешается по согласованию с энергоснабжающей организацией использовать указанные счетчики (в том числе и без дистанционной передачи данных на вторичные средства учета, т.е. при их функционировании вне систем учета - локально) на действующих объектах учета потребителей жилищного фонда до их реконструкции.

8. Все встроенные часы первичных и вторичных средств учета расчетных систем учета должны быть координированы с точным директивным временем с допустимым расхождением (смещением) между часами отдельных средств учета, не превышающем в рабочих условиях эксплуатации ±5с относительно шкалы точного времени. Для АСКУЭ быт допускается расхождение времени между часами отдельных средств учета не более ± 15с.

Координация шкал времени часов средств учета должна быть обеспечена от соответствующего национального эталона Республики Беларусь и национальной сети передачи сигналов точного времени. Для этой цели рекомендуется использовать радиосигналы точного времени, сервер точного времени, синхронизируемый от национального эталона Республики Беларусь, и другие источники.

В качестве источника точного времени по согласованию с Госстандартом могут использоваться приемники сигналов радионавигационных систем ГЛОНАСС, GPS и других аналогичных систем.

9. Системы расчетного учета субъектов энергосистемы или потребителей должны обеспечивать возможность автоматической дистанционной передачи данных учета со своих первичных и (или) вторичных средств учета всем заинтересованным сторонам, участвующим в коммерческом и (или) технологическом обороте электроэнергии по субъектам (объектам) учета.

Системы расчетного учета потребителей должны передавать данные учета в энергоснабжающую организацию в унифицированном отраслевом протоколе АСКУЭ, в протоколе АСКУЭ энергоснабжающей организации или другом протоколе, согласованном энергоснабжающей организацией.

В случаях, предусмотренных пунктами 24, 105, 107 настоящих Правил, допускается передавать данные учета с первичных или специализированных вторичных средств учета на универсальные вторичные средства учета (верхний уровень системы учета) посредством переносных средств учета или иных средств регистрации данных учета.

10. В системах расчетного учета каждая точка учета должна совпадать с соответствующей точкой измерения.

При технологической невозможности обеспечить совмещение этих точек, в паспортах точек учета должны быть указаны все параметры присоединений (длина и сечение провода, его удельное сопротивление и т.п.), позволяющие расчетным путем скорректировать фактически измеренные значения электроэнергии и (или) мощности) на учетные.

В точках измерения, не совпадающих с точками учета, рекомендуется устанавливать счетчики с функциями измерения потерь в элементах электрической сети, выполняющие автоматически расчеты потерь на основании результатов прямых измерений и нормативно-справочных данных, занесенных предварительно в базу данных счетчиков.

11. Системы учета объектов или субъектов учета следует создавать как системы расчетного учета, дополняемые системами технического учета, обеспечивающими более детальный учет электроэнергии по элементам и структурам объектов или субъектов с целью выявления и анализа всех непроизводительных потерь электроэнергии, снижения издержек и оптимизации оборота электроэнергии.

Реализацию систем расчетного и технического учета рекомендуется проводить на раздельных технических первичных и специализированных вторичных средствах учета в целях недопущения снижения надежности систем расчетного учета при гальванически связанном (проводном) подключении к ним средств технического учета. В случае возможности гальванически развязанного (в частности, беспроводного) подключения средств технического учета к системам расчетного учета допускается объединение двух видов систем учета на уровне первичных и вторичных специализированных средств учета.

Совместное использование программно-аппаратных средств в системах расчетного и технического учета разрешается на уровне универсальных вторичных средств учета и их программного обеспечения (подключение к компьютерам верхнего уровня систем учета средств приборного учета нижних уровней рекомендуется производить по независимым и гальваническим развязанным интерфейсам).

12. Метрологический контроль за средствами измерений (приборами учета), а также техническими средствами неизмерительного назначения, входящими в состав систем расчетного учета, осуществляется юридическими лицами, входящими в государственную метрологическую службу.

Метрологическое обеспечение систем расчетного учета должно осуществляться:

на стадии проектирования - выделением в проектах метрологических разделов с расчетами и оценками предельных погрешностей элементов и измерительных каналов в целом, а также неизмерительных компонентов системы учета;

на стадии изготовления средств измерений - проведением государственных приемочных и контрольных испытаний, первичной поверкой или метрологической аттестацией;

на стадии внедрения и сдачи в эксплуатацию систем учета на объектах учета - проведением соответствующих приемо-сдаточных испытаний систем с аттестацией измерительных каналов и проверкой неизмерительных компонентов;

в процессе эксплуатации систем учета - периодической поверкой средств измерений.

Метрологическому контролю (в том числе, метрологической аттестации и метрологической поверке) подлежат только средства измерений – цифровые измерительные каналы систем учета и их элементы - приборы учета. Средства приборного учета неизмерительного назначения (коммуникационное оборудование, каналы связи, модемы, компьютеры, программы, вычислительные сети, средства переноса данных и другие устройства, выполняющие операции хранения, передачи и обработки цифровой измерительной информации), применяемые в системах учета, подлежат иным, не метрологическим формам контроля, устанавливаемым в соответствующей технической документации на эти средства и соответствующих метрологических документах.

13. Измерительные данные в системах расчетного учета должны быть достоверны, то есть соответствовать с заданной погрешностью действительным значениям, имевшим место в точках учета в процессе всего периода эксплуатации системы учета. Контроль за обеспечением достоверности данных учета должен производиться по всем измерительным каналам систем учета в процессе их разработки, реализации и эксплуатации. В процессе эксплуатации главным способом контроля достоверности данных учета должен быть автоматизированный контроль средствами самой системы учета.

Для оценки достоверности данных учета необходимо обеспечить постоянный автоматизированный контроль за техническим состоянием первичных и вторичных средств учета, за режимами их работы, за передачей данных учета первичными средствами и их приемом вторичными средствами, а также записью данных учета в соответствующие базы данных вторичных средств учета.

В качестве важного способа контроля достоверности данных расчетного учета должен использоваться метод сведения баланса электроэнергии и (или) мощности по объектам учета с использованием для этого данных по всем точкам учета, участвующих в балансе.

14. Для коммерческих расчетов в системах учета возможно использование данных учета как первичных средств учета (расчетных счетчиков), так и вторичных средств учета (специализированных и универсальных), а также их комбинации.

15. Системы учета, в зависимости от вида объектов и субъектов учета, подразделяются на следующие типы:

системы учета республиканского уровня - системы учета межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации (АСКУЭ ММПГ);

системы учета регионального уровня - системы учета областных энергосистем (АСКУЭ облэнерго) и их подразделений (районов и филиалов электрических сетей - АСКУЭ РЭС и АСКУЭ ФЭС);

системы учета потребителей различных групп - АСКУЭ потребителей, среди которых следует различать системы учета промышленных потребителей (АСКУЭ-промышленность) и жилищно-коммунальных (бытовых) потребителей (АСКУЭ быт).

16. Средства приборного учета и системы учета должны иметь защиту от несанкционированного доступа и защиту информации на всех уровнях ее обработки в системах учета. Требования к защите от несанкционированного доступа изложены в соответствующих пунктах настоящих Правил (см. п.27,40,41,47,53,62,71,72), а виды и объемы защиты информации по АСКУЭ в целом (дифференцированно по типам АСКУЭ) должны устанавливаться в отдельном техническом нормативном правовом документе.

Глава 2

ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ УЧЕТА

17. Системы учета объектов или субъектов учета должны строиться в виде единого иерархического многоуровневого комплекса первичных и вторичных (специализированных и универсальных) средств учета. Оптимальное количество уровней в системах учета определяется особенностями объектов учета и их информационной транспортной инфраструктурой (видом и пропускной способностью каналов связи, используемых для передачи данных с первичных на вторичные и с вторичных специализированных на вторичные универсальные средства учета).

Системы учета у субъектов и на объектах учета создаются на основе типовой трехуровневой структурной схемы, содержащей на нижнем (первом) уровне первичные средства учета (измерительные трансформаторы и счетчики), на среднем (втором, промежуточном) уровне - специализированные вторичные (УСПД), а на верхнем (третьем) уровне - универсальные вторичные средства учета (компьютеры или компьютерные сети). Уровни должны быть связаны друг с другом соответствующими каналами связи, которые стыкуются со средствами приборного учета по цифровым интерфейсам.

По согласованию с энергоснабжающей организацией для конкретных систем учета субъектов или объектов учета возможно использование иного количества уровней ( согласно приложению 1), в частности, двух уровней (без среднего уровня, т.е. без УСПД).

При разработке новых систем учета первичные и вторичные средства учета, входящие в их состав, рассматриваются как элементы систем учета, а требования к ним предъявляются с учетом требований к функциям и структуре систем учета в целом. При этом требования к функциям отдельных элементов систем учета должны определяться оптимальным (с точки зрения изготовителя или заказчика систем учета) распределением системных функций между всеми ее элементами и уровнями.

18. Основными элементами нижнего (первого) уровня систем расчетного учета являются электронные счетчики с цифровыми интерфейсами.

Для систем технического учета разрешается использовать помимо электронных счетчиков с цифровыми интерфейсами счетчики других типов (в том числе, электронные и электромеханические с телеметрическими выходами), включенные в Госреестр.

19. Для подключения счетчиков в точки учета сети с напряжением выше 0,4 кВ должны дополнительно использоваться измерительные трансформаторы напряжения (ТН), а в точки учета сети любого класса напряжения с рабочим первичным током, большим максимального тока счетчика, – измерительные трансформаторы тока (ТТ). Для подключения счетчиков в точки учета без измерительных ТТ и (или) ТН должен использоваться счетчики непосредственного включения по току и (или) напряжению. Для подключения счетчиков в точки учета через измерительные ТТ и (или) ТН должны использоваться счетчики трансформаторного включения по току и (или) напряжению.

В точках расчетного учета в однофазных и трехфазных сетях напряжением 0,4 кВ с максимальными первичными токами до 80 А должны устанавливаться расчетные счетчики непосредственного включения по току и напряжению соответствующих номиналов.

Расчетные счетчики трансформаторного включения должны подключаться к измерительным вторичным обмоткам измерительных трансформаторов класса точности не ниже 0,5 (для измерительных ТН) и 0,5S (для измерительных ТТ) для всех сетей с классом напряжения выше 0,4 кВ. Запрещается подключать расчетные счетчики к вторичным трансформаторным обмоткам иного, не измерительного назначения (например, релейным), за исключением отдельных случаев, указанных в настоящих Правилах (см. п.20).

20. При определении количества электроэнергии и (или) мощности) в точках учета по данным расчетных счетчиков трансформаторного включения должны учитываться только номинальные коэффициенты трансформации измерительных ТТ и ТН, к которым подключены эти счетчики. Введение других поправочных коэффициентов не разрешается, за исключением случаев, предусмотренных пунктом 10 настоящих Правил, а также приведенных ниже.

По согласованию с энергоснабжающей организацией допускается коррекция показаний счетчиков по фактическим коэффициентам трансформации измерительных ТТ и (или) ТН при наличии соответствующих утвержденных метрологических документов (программ, методик) и приборов учета (счетчиков), позволяющих учесть фактические погрешности измерительных ТТ и (или) ТН в реальных условиях их эксплуатации (в том числе и при работе трансформаторов вне установленного класса точности или подключении счетчиков к их вторичным обмоткам неизмерительного назначения).

21. Счетчики непосредственного или трансформаторного включения (совместно с измерительными трансформаторами, их первичными цепями и соединительными проводами от клемм вторичных цепей трансформаторов до клемм последовательных и параллельных цепей питания измерительных элементов счетчиков) образуют на нижнем (первом) уровне системы учета совокупность измерительных каналов, которые должны подвергаться метрологической аттестации и поверке в соответствии с действующими метрологическими документами.

Требования к измерительным трансформаторам и счетчикам приведены соответственно в главах 3 и 4 настоящих Правил.

22. Основными элементами среднего (второго, промежуточного) уровня систем учета являются приборы группового учета - УСПД. Эти приборы должны обеспечивать круглосуточный, автоматический, с программируемой дискретностью дистанционный сбор данных учета с групп счетчиков, подключаемых к УСПД через каналы связи по цифровым интерфейсам, хранение и накопление этих данных в собственных базах данных УСПД, их обработку (при необходимости) и передачу на верхний (третий) уровень системы учета, а также прием управляющей информации с верхнего уровня и ее передачу счетчикам.

УСПД используются для оперативной интеграции данных отдельных точек учета по структурам или объекту учета в целом (группирование данных), синхронизации встроенных часов счетчиков и снижения требований по быстродействию и пропускной способности к каналам связи, применяемым для передачи данных учета на верхний уровень систем учета.

Необходимость установки УСПД на объектах учета и их количество определяются особенностями объектов, количеством точек учета, характеристиками используемых каналов связи для передачи данных учета на верхний уровень систем учета. УСПД не устанавливается в том случае, если на объектах используется только одна точка учета или функции УСПД по групповому сбору данных дополнительно обеспечивает по своим цифровым интерфейсам один из группы счетчиков, установленных на объектах (при этом программа верхнего уровня АСКУЭ должна поддерживать протокол счетчика).

Для сбора данных на объектах учета с группы счетчиков на УСПД используются как проводные, так и беспроводные каналы связи.

Требования к УСПД приведены в главе 5 настоящих Правил.

23. Основными элементами верхнего (третьего) уровня системы учета являются вторичные универсальные средства учета, оснащенные специализированным программным обеспечением, - компьютеры и компьютерные сети. Их задачи - обеспечить сбор данных с нижних уровней систем учета и управление этими уровнями, хранение, накопление, обработку, отображение и документирование всех данных в форме, наиболее приемлемой для автоматизированных расчетов по электроэнергии, анализа результатов учета, передачи и распространения данных учета, принятия решений соответствующим персоналом и руководством. Необходимость наличия в системе учета данного уровня определяет заказчик или проектировщик при согласии заказчика.

Специальных требований к компьютерам и компьютерным сетям, используемым в системах учета, не предъявляется.

Требования к программному обеспечению верхнего уровня системы учета приведены в главе 6 настоящих Правил.

24. Сбор данных учета на верхний уровень систем учета с их нижних уровней (счетчиков и УСПД) должен быть реализован дистанционно, по каналам связи.

По согласованию с энергоснабжающей организацией возможен локальный сбор, т.е. сбор через переносные средства учета (пульт, карманный или портативный компьютер, смарт-карту, твердотельный электронный ключ или иное локальное устройство обмена данными), с помощью которых данные учета переносятся с нижних уровней систем учета на их верхние уровни.

Локальный сбор обеспечивает интеграцию данных учета на верхних уровнях, а автоматический дистанционный, кроме того, оперативность и возможность дистанционного контроля (управления) при общей минимизации затрат ручного труда на сбор данных со стороны обслуживающего и контролирующего учет персонала.

При использовании локального сбора данных учета необходимо обеспечить синхронизацию часов счетчиков, установленных на объектах учета, либо непосредственно от радиосигналов точного времени, либо от УСПД, синхронизация которого должна производиться от источника сигналов точного времени (переносного или стационарного).

Для дистанционного сбора данных на верхние уровни систем учета используются проводные и беспроводные каналы связи, а также силовые сети напряжением 0,4 кВ и выше.

Выбор среды сбора и каналов связи при дистанционной передаче данных на верхние уровни систем расчетного учета должен определять заказчик системы учета по согласованию с энергоснабжающей организацией.

Дистанционный сбор данных на верхние уровни систем учета должен выполняться в интерактивном протоколе "запрос - ответ", т.е. передачу данных учета или других (служебных, управляющих) данных с нижних уровней систем учета на верхние следует производить по запросу этих данных с верхних уровней.

При реализации дистанционного сбора данных с верхних уровней систем учета необходимо обеспечить возможность общего (ко всем средствам учета) и индивидуального (к выделенному средству учета) доступа к средствам учета нижних уровней, автоматического сбора данных по меткам времени и по регламентируемым событиям со стороны верхнего уровня, а также сбор данных по отдельным запросам оператора к тому или иному средству учета нижнего уровня с указанием конкретного типа запрашиваемых данных.

Для передачи информации о нештатных состояниях средств учета нижних уровней (например, при появлении внутренней ошибки в счетчике или УСПД, при выходе контролируемого параметра за разрешенные пределы, при пропадании питания, при фиксации соответствующими датчиками счетчиков или УСПД несанкционированного вмешательства в работу средств учета и т.д.) разрешается инициативная передача данных с нижних уровней систем учета на их верхние уровни без запроса с этих уровней. Использование такого неинтерактивного режима передачи данных должно устанавливаться техническими условиями (или заданием на проектирование) для конкретных систем учета.

25. При выдаче энергоснабжающей организацией технических условий для конкретных систем расчетного учета должна быть определена в соответствии с действующими метрологическими документами общая предельная относительная погрешность каждого измерительного канала, содержащего измерительные ТТ и ТН с подключенными к ним через соединительные провода счетчиками, и обеспечена возможная минимизация погрешности за счет правильного выбора классов точности средств учета, сечения соединительных кабелей, трасс их прокладки, условий эксплуатации и т.д.

Предел допустимого значения относительной погрешности каждого i-го измерительного канала (счетчика и измерительного трансформатора с линиями связи) рассчитывается по формуле (2.1):

(2.1)

δQ=0,029∙/cosφ (2.2)

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

δЛ - предел допустимого значения относительной погрешности, связанной с потерями напряжения в линиях присоединения счетчиков к измерительному ТН, (%);

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

δQ - предел допустимого значения составляющей суммарной погрешности измерения электроэнергии, вызванной угловыми погрешностями измерительных ТТ и ТН для активной энергии, (%); см.формулу (2.2);

δIQ,δUQ – пределы допустимой угловой погрешности ТТ и ТН соответственно, выраженные в минутах;

cosφ – значение коэффициента мощности;

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

При использовании формулы (2.1) необходимо обеспечить условия отсутствия систематических погрешностей указанных величин или при их наличии и известных значениях скорректировать суммарную погрешность в соответствии с общеизвестными метрологическими методами.

26. Элементы измерительных каналов систем учета должны быть аттестованы (внесены в Госреестр и иметь свидетельство о поверке), а системы в целом должны быть приняты в эксплуатацию в установленном порядке согласно требованиям Заказчика, согласованным с энергоснабжающей организацией.

Метрологическая поверка систем учета заканчивается на тех их элементах, входящих в измерительные каналы, на выходе которых измерительная информация выдается в виде чисел позиционной системы счисления с известной предельной точностью их представления, вычисленной по формуле (2.1), т.е. в форме цифровой измерительной информации.

Для систем учета в целом и их элементов, не входящих в измерительные каналы, метрологическая поверка не требуется. Вместе с тем, элементы систем учета неизмерительного назначения (каналы связи, УСПД, компьютеры с ПО АСКУЭ), осуществляющие передачу, хранение и обработку цифровой измерительной информации, должны соответствовать по точности расчетов определенным вычислительным требованиям в соответствии с главами 5 и 6 настоящих Правил.

По условиям договора электроснабжения, результаты расчетного учета, полученные посредством систем учета, могут удостоверяться актами сверки, согласованными сторонами, и считаться расчетными только после подписания сторонами этих актов.

27. Системы учета должны выполнять заданные функции при нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При этом должна обеспечиваться работа входящих в них элементов с погрешностями, не превышающими предельных, установленных заводскими техническими условиями (ТУ) на эти элементы.

Системы учета должны быть защищены от воздействия электростатических и постоянных магнитных полей, электромагнитных полей промышленной и иных частот, механических повреждений, климатических воздействий (температура, влажность и т.д.) и от несанкционированного доступа в пределах экономически обоснованных технических возможностей.

Системы учета должны иметь встроенные средства самодиагностики, позволяющие автоматически регистрировать отклонения в их штатном функционировании. Такие средства самодиагностики должны быть предусмотрены во всех элементах систем учета и на всех ее уровнях.

28. Все технические средства систем учета потребителей и энергоснабжающей организации, имеющие встроенные часы и календарь, должны работать по координированным (привязанным) шкалам времени и координироваться (синхронизироваться) от источника точного времени, прошедшего процедуру утверждения типа средств измерений или метрологическую аттестацию средств измерений, путем приема соответствующих сигналов или команд синхронизации (см.п.8).

Программно-аппаратная обработка сигналов точного времени и команд синхронизации в каждом средстве учета должна иметь наивысший приоритет после обработки измерительной информации.

Для координации (синхронизации) шкал времени конкретных систем учета энергосистем рекомендуется использовать два независимых канала синхронизации: основной и резервный. Использование в указанных системах в качестве главного и единственного источника единого времени иностранной радионавигационной системы GPS, ГЛОНАСС или иной запрещается.

29. Системы учета на объектах энергосистемы должны обеспечивать определение за расчетные и контрольные периоды количество активной электроэнергии и значения активной мощности, усредненной на определенном интервале времени, по объектам:

выработанной генераторами электростанций;

потребленной генераторами электростанций, работающими в режиме синхронного компенсатора;

потребленной раздельно на собственные (СН) и хозяйственные (ХН) нужды электростанций и сетей (подстанций);

потребленной на производственные (ПН) нужды энергосистемы;

отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к этим потребителям;

переданной в сети других собственников или полученной от них электроэнергии;

отпущенной потребителям из сети;

переданной на экспорт и полученной по импорту по транзитным межгосударственным линиям электропередачи.

30. Системы учета у потребителей должны обеспечивать определение за расчетные и контрольные периоды количество активной электроэнергии и значения активной мощности, усредненной на определенном интервале времени, в соответствии с применяемыми тарифными системами:

потребленных раздельно и в сумме по всем питающим фидерам потребителя;

потребленных раздельно и в сумме по всем питающим фидерам субабонентов потребителя;

переданных по транзитным перетокам потребителей раздельно и в сумме по всем транзитным фидерам и по направлениям перетоков.

При наличии у потребителя генерирующих мощностей системы учета должны обеспечивать учет выработки активной электроэнергии и мощности.

31. Системы учета в энергосистеме и у потребителей (за исключением бытовых потребителей) должны обеспечивать определение за расчетные и контрольные периоды количество реактивной электроэнергии и значений реактивной мощности, усредненных за определенный интервал времени:

выработанной синхронными компенсаторами, генераторами, работающими в режиме синхронного компенсатора, и батареями статических конденсаторов мощностью 160 кВА и выше;

полученной потребителями от энергоснабжающей организации по сети или переданной ей в течение тарифных временных зон суток, в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Требования к учету реактивной электроэнергии (мощности) регламентируется главой 11 настоящих Правил.

ГЛАВА 3

ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ И ИХ МОНТАЖУ

32. Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) следует применять в сетях переменного тока напряжением выше 0,4 кВ, а измерительные трансформаторы тока (ТТ) - в сетях 0,4 кВ и выше в тех случаях, когда измеряемый ток превышает номинальный (или максимальный) ток прибора учета (счетчика).

В учете электроэнергии с применением измерительных ТТ и (или) ТН должны использоваться счетчики трансформаторного включения по току и (или) напряжению, подключаемые входными цепями своих измерительных элементов к вторичным цепям соответствующих трансформаторов.

Для питания цепей тока и напряжения измерительных элементов счетчиков допускается применять как однофазные, так и трехфазные измерительные ТТ и ТН (аналоговые или цифровые).

33. Применяемые измерительные ТТ должны соответствовать межгосударственному стандарту ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия", а ТН – ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия" (или стандартам, пришедшим на смену вышеуказанным).

Типы применяемых измерительных ТТ и ТН расчетного и технического учета должны быть включены в Госреестр, а поставляемые рабочие трансформаторы должны иметь пломбы или клеймо госповерителя и свидетельства о поверке.

Использование измерительных ТТ и ТН для сетей класса напряжений 110 кВ и выше допускается без их внесения в Госреестр (при наличии сертификата изготовителя).

На момент предъявления измерительных трансформаторов к допуску в эксплуатацию должно пройти не более двух лет 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 одном из государственных языков Республики Беларусь.

34. Измерительные ТН для расчетного и технического учета должны иметь класс точности не ниже 0,5. В отдельных случаях (главы 13,14 настоящих Правил) для расчетного учета электроэнергии должны использоваться измерительные ТН с классом точности 0,2.

Измерительные ТТ для расчетного учета должны иметь класс точности не ниже 0,5S для сетей и электроустановок всех классов напряжений. В случаях, предусмотренных в главах 13,14 настоящих Правил, измерительные ТТ должны иметь класс точности 0,2S. Для измерительных ТТ технического учета допустим класс точности 0,5.

35. Измерительные ТТ, устанавливаемые в точках расчетного учета на линиях напряжением 110 кВ и выше с несальдированными объемами пропускаемой электроэнергии более 100 млн. кВтч/год должны иметь не менее двух вторичных измерительных обмоток, к которым независимо подключаются токовые цепи основного и дублирующего расчетных счетчиков (гл. 14 и 15).

В точках расчетного учета на линиях высокого напряжения расчетные счетчики должны подключаться к отдельной вторичной цепи измерительного ТТ. Включать расчетный счетчик во вторичную обмотку измерительного ТТ совместно с другими электроизмерительными приборами запрещается.

36. Суммарная мощность нагрузок (последовательных цепей тока и параллельных цепей напряжения) расчетных счетчиков (и других измерительных приборов), подключаемых к вторичным цепям измерительных ТТ и ТН, не должна превышать, с учетом мощности потерь в соединительных проводах, мощности 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 ТН класса точности 0,5 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 в цепях от измерительных ТН до счетчиков технического учета должны составлять не более 0,25% вторичного номинального напряжения измерительных ТН.

Измерения потерь напряжения во вторичных цепях приборов расчетного учета от ТН до клемм параллельных цепей счетчика и мощности вторичных нагрузок ТТ должны производиться соответствующими службами предприятий электрических сетей с предоставлением данных измерений в сбытовые подразделения энергоснабжающей организации.

Замеры потерь производятся при сдаче системы учета в эксплуатацию, при поверке или замене ТН и модернизации цепей от измерительных ТН до счетчиков.

37. Выбор измерительных ТТ и ТН по номинальной величине тока или напряжения во вторичной цепи должен определяться соответственно номинальными токами и напряжениями счетчиков (и других измерительных приборов), подключаемых к этим цепям. Для измерительных ТН номинал вторичной цепи устанавливается 100 В (для трехпроводного подключения) или 57,7 В (для четырехпроводного подключения), а для измерительных ТТ – 5А, 2 А или 1А.

38. Номинальные значения первичных токов и напряжений измерительных ТТ и ТН должны соответствовать максимальным рабочим значениям тока и напряжения в точках учета.

Измерительные ТТ с завышенным номинальным значением первичного тока (или завышенным номинальным коэффициентом трансформации по току по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин) могут применяться, если при максимальной нагрузке в точках учета ток во вторичной цепи ТТ будет составлять не менее 40% от номинального вторичного тока, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%.

39.Вторичные обмотки и корпуса измерительных ТТ и ТН в сетях всех уровней напряжения необходимо заземлять, чтобы при случайном повреждении изоляции первичное напряжение не могло попасть на вторичные обмотки и подключенные к ним измерительные приборы. У измерительных ТТ должны быть заземлены изолированным медным проводником сечением не менее 2,5 мм2 или медным неизолированным проводником сечением не менее 4 мм2 вводные (входящие) зажимы вторичных обмоток .

Измерительные ТН всех классов напряжения должны защищаться со стороны высшего напряжения соответствующими предохранителями или защитными коммутационными аппаратами. При этом конструкция приводов защитных коммутационных аппаратов на стороне высшего напряжения измерительных ТН расчетного учета должна обеспечивать возможность их пломбирования.

40. Конструкция вторичных цепей измерительных ТТ должна позволять производить пломбировку клемм тока и допускать подключение счетчиков через специальные зажимы (испытательные колодки), обеспечивающие безопасное отключение цепей тока при замене и обслуживании приборов учета, а также их пломбировку.

При установке расчетных счетчиков присоединение цепей тока и напряжения к измерительным трансформаторам должно выполняться отдельно от цепей релейной защиты и измерения.

В случае, если расчетные счетчики устанавливаются на отдельной панели, то соответствующие зажимы на этой панели должны пломбироваться. При этом соединение вторичных цепей измерительных трансформаторов с цепями расчетных счетчиков должно производиться без использования промежуточных зажимов. В случае использования таких зажимов, они должны пломбироваться.

При наличии на объекте учета нескольких систем шин и присоединении каждого измерительного ТН только к своей системе шин, должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на измерительный ТН соответствующих систем шин.

41. К однофазным измерительным ТТ расчетного учета, устанавливаемым в сетях напряжением 0,4 кВ, предъявляются дополнительно следующие требования.

Трансформаторы должны иметь класс точности не ниже 0,5S и номинальную вторичную нагрузку не выше 5В·А.

Трансформаторы с первичным током до 600 А должны иметь первичные шины для монтажа к медным и алюминиевым шинам и проводам и должны позволять изменять ориентацию шины для изделий с первичными токами 200-600 А.

Табличка данных (материал и надпись) трансформатора должна гарантировать сохранность информации на протяжении всего срока службы (не менее 25 лет). На корпусе трансформатора не удаляемым способом должен быть нанесен номинальный коэффициент трансформации по току.

Конструкция трансформаторов должна предусматривать защиту от хищения электроэнергии путем исключения возможности замены таблички и разборки трансформаторов без повреждения их корпусов, защитных деталей и пломб. После монтажа трансформаторов и их пломбирования должен быть исключен доступ к контактам вторичной обмотки, а также должна быть обеспечена возможность пломбировки каждого трансформатора двумя независимыми пломбами. Трансформатор должен иметь пломбируемый контакт цепи напряжения, имеющий (после пломбирования) неразъемное соединение с первичной шиной.

В целях повышения точности ТТ, их устойчивости к намагничиванию постоянным током или токами короткого замыкания и сохранения магнитных характеристик сердечников в заданных пределах на весь срок их службы рекомендуется использовать трансформаторы с сердечниками из нанокристаллических сплавов или трансформаторы с комбинированными сердечниками (часть сердечника выполнена из электротехнической стали, а другая часть - из нанокристаллического сплава).

Корпусные детали измерительных трансформаторов должны иметь исполнение категории стойкости к горению не ниже ПВ-0.

42. Если в процессе поверки измерительных трансформаторов на месте их эксплуатации или в лабораторных условиях установлено, что они функционируют вне требуемого класса точности, то такие трансформаторы не могут использоваться для расчетного приборного учета, а точки учета, в которых они установлены, должны признаваться безучетными (с момента поверки и вплоть до момента установки в них трансформаторов с требуемыми нормированными метрологическими характеристиками), за исключением случая, указанного в п. 20 настоящих Правил.

Выбор, размещение, установка и эксплуатация измерительных ТТ и ТН должны осуществляться таким образом, чтобы свести к минимуму факторы, вызывающие старение их магнитопроводов (перегрев, колебания температуры, вибрацию, ударную нагрузку, радиацию).

ГЛАВА 4

ТРЕБОВАНИЯ К СЧЕТЧИКАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ В СИСТЕМАХ УЧЕТА

43. В системах расчетного учета должны использоваться только электронные счетчики с цифровыми интерфейсами для дистанционной передачи данных учета (и другой информации, хранимой в запоминающих устройствах - памяти счетчиков), на верхние уровни системы учета.

Если в счетчике, как элементе системы учета, предусмотрена функция локального отображения информации на встроенном табло, то счетчик должен иметь электронное табло, позволяющее отображать соответствующую учетную и другую информацию, хранимую в памяти счетчика.

Использование в системах расчетного учета счетчиков с электромеханическим табло запрещается.

Установка на новых и реконструируемых объектах учета счетчиков с давностью поверки более 24 месяцев запрещается.

Использование счетчиков в системах технического учета регламентирует абзац два пункта 18 настоящих Правил.

Электронные счетчики с встроенными электронными табло должны иметь для перепрограммирования (параметрирования) счетчиков в лабораторных условиях или в процессе эксплуатации на месте их установки наряду с цифровым интерфейсом оптический (оптопорт) или иной порт, не требующий гальванического подключения программирующего устройства.

44. В системах расчетного учета для трехфазных трех- и четырехпроводных сетей переменного тока всех классов напряжения должны использоваться трехэлементные трехфазные счетчики.

Допускается применение для технического учета в трехпроводных сетях 6-35 кВ двухэлементных трехфазных счетчиков.

Для расчетного и технического учета в однофазных двухпроводных сетях должны использоваться однофазные счетчики.

Все типы применяемых однофазных и трехфазных счетчиков расчетного и технического учета должны быть включены в Госреестр, а устанавливаемые счетчики должны иметь пломбы поверителя и действующие свидетельства о поверке.

Рабочая документация (паспорт, руководство по эксплуатации, технические условия и т.д.) на счетчики должна быть представлена на одном из государственных языков Республики Беларусь.

45. Электронные однофазные и трехфазные счетчики должны иметь открытые стандартные (или фирменные) протоколы обмена данными по всем своим цифровым интерфейсам с полным и непротиворечивым, позволяющим специалистам реализовать эти протоколы, текстовым описанием на одном из государственных языков Республики Беларусь.

Протоколы должны быть представлены при заявлении счетчика на сертификацию и внесение в Госреестр и в Перечень. Представление протокола является актом, разрешающим его свободное использование на территории Республики Беларусь в целях создания систем учета на объектах электроэнергетики и потребителей. Использование протоколов для коммерческих целей за пределами республики допускается только на основании соответствующих договоров с собственниками протоколов или их уполномоченными представителями.

Использование в системах учета счетчиков с закрытыми фирменными протоколами или протоколами, представленными в описательной текстовой части на иностранном языке, запрещается.

Протоколы одного и того же типа счетчика, но разных версий и разных лет выпуска, должны быть совместимы снизу вверх, т.е. более поздняя версия протокола и (или) программы, его поддерживающей, должна быть работоспособна со счетчиками более ранних выпусков.

46. Технические параметры и метрологические характеристики электронных счетчиков должны соответствовать, в зависимости от выбранного класса точности, требованиям СТБ ГОСТ Р 52323-2007 и СТБ ГОСТ Р 52322-2007 в части учета активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в части учета реактивной электроэнергии (или стандартам, пришедшим на смену вышеуказанным).

В системах расчетного учета использовать счетчики класса точности ниже 1,0 на стороне 0,4 кВ и ниже 0,5S для счетчиков питающих вводов напряжением 6 кВ и выше запрещается.

В системах технического учета использовать счетчики класса точности ниже 2,0 запрещается.

Конкретные требования к классу точности применяемых счетчиков зависят от характеристик объектов и их точек учета и определяются в соответствующих главах и пунктах настоящих Правил.

47. Расчетные счетчики, применяемые в системах учета, должны обеспечивать защиту от несанкционированного доступа по изменению их метрологических характеристик и параметров при внешних механических, тепловых, электрических, магнитных и электромагнитных воздействиях как на информационные и измерительные цепи тока и напряжения, так и на внутренние элементы счетчиков.

Счетчики должны обеспечивать автоматическое ведение журнала событий с фиксацией в нем определенной совокупности последних событий. Количество и перечень конкретных событий журнала определяются в зависимости от вида системы учета и регламентируются ниже в соответствующих главах и пунктах настоящих Правил.

Счетчики должны иметь пароль на санкционированный доступ к данным учета и перепрограммированию с количеством букв и (или) цифр не менее шести. При трех- или четырехкратном вводе подряд неверного пароля (независимо от интервала времени, на котором были сделаны эти попытки) счетчики должны блокировать возможность дальнейшего доступа к данным на перепрограммирование до конца текущих суток.

Рекомендуется использовать в счетчиках систему из нескольких паролей для идентификации лиц, производящих доступ к счетчикам и для ограничения прав доступа на полное или частичное перепрограммирование счетчика.

Сброс накопленных счетчиком данных учета допустим только при полном распломбировании счетчика и его элементов.

Дистанционный сброс накопленных счетчиком данных учета запрещается.

В системах учета с дистанционным доступом к данным счетчиков все учетные и сервисные данные счетчиков, включая данные журналов событий, должны быть доступны на верхних уровнях этих систем учета (непосредственно или через УСПД).

48. Функциональные характеристики электронных однофазных и трехфазных счетчиков должны соответствовать требованиям к объектам и точкам учета, которые регламентируются в главах 7-14 настоящих Правил.

Для точек учета трехфазной сети, в которых необходимо, помимо измерения количества электроэнергии, измерять мощность, счетчики должны обеспечивать одновременно учет количества и мощности электроэнергии с заданным интервалом усреднения последней (интервал усреднения рекомендуется выбирать из множества 1,3,15,30 и 60 мин). Рекомендуется использовать в счетчиках накопление мощностей (профилей нагрузки) одновременно по двум интервалам: короткому (1 или 3 мин) и длинному (15,30 или 60 мин), а ретроспективу хранения мощностей по каждому каналу учета выбирать соответственно 3 суток (при 3-минутном усреднении) и 61 суток (при 30-минутном усреднении).

Для точек учета однофазной и трехфазной сети, в которых необходимо измерять количество электроэнергии по многотарифной системе, должны использоваться соответствующие многотарифные счетчики. Для систем расчетного учета должны использоваться многотарифные счетчики с количеством тарифов не менее четырех.

Для точек учета трехфазной сети, в которой необходимо измерять количество электроэнергии по многотарифной системе и мощность, должны использоваться счетчики, обеспечивающие измерение электроэнергии и мощности в независимых временных зонах.

Для точек учета трехфазной сети, в которых возможны реверсивные перетоки электроэнергии (прием-отдача, или экспорт-импорт), счетчики должны обеспечивать учет электроэнергии в обоих направлениях.

Для точек учета трехфазной сети, в которых необходимо измерять активную и реактивную электроэнергию, счетчики должны обеспечивать одновременно учет активной и реактивной электроэнергии.

Для точек учета трехфазной сети, в которых необходимо измерять помимо количества электроэнергии параметры сети и качество электроэнергии, счетчики должны обеспечивать одновременно учет этих параметров (по набору параметров сети и показателей качества в соответствии с главой 12 настоящих Правил).

Для точек измерения трехфазной сети, в которых необходимо учитывать, помимо электроэнергии и мощности, потери в линии на ее активном сопротивлении до точки учета, необходимо использовать счетчики с автоматическим расчетом потерь и коррекцией результата измерения.

Для точек учета трехфазной сети, в которых имеется возможность учитывать реальные погрешности измерительных трансформаторов тока и напряжения, необходимо использовать счетчики с соответствующими возможностями.

Для точек учета однофазной и трехфазной сети, в которых допускается автоматическое отключение или ограничение мощности нагрузки, необходимо использовать счетчики со встроенными контакторами, реализующие указанную функцию, и с возможностью дистанционного ввода в счетчик лимитов на потребление электроэнергии и мощности.

Для точек учета однофазной и трехфазной сети, в которых допускается потребление электроэнергии и мощности, зависящее от кредитной истории потребителя, устанавливаются счетчики с функциями оплаты за потребленную электроэнергию посредством локального (через смарт-карту или твердотельный электронный ключ) или дистанционного (через расчетно-кассовый центр) доступа к счетчику по данной функции.

Запрещается устанавливать в одной точке учета два или более счетчиков с раздельной реализацией вышеуказанных функций.

49. Все расчетные однофазные и трехфазные счетчики должны иметь встроенные календарь и часы с точностью хода не более ±1 с/сут при нормальных условиях и с возможностью внешней автоматической коррекции времени по сигналу точного времени, подаваемому на специальный вход счетчика, или по команде синхронизации, поступающей по цифровому интерфейсу от средства приборного учета верхнего уровня (УСПД, компьютера, сервера). Программно-аппаратная обработка сигнала синхронизации в счетчиках должна иметь наивысший приоритет после обработки измерительной информации.

Координация (синхронизация) шкал времени (часов) счетчиков при использовании цифрового интерфейса должна производиться специально предусмотренной для этого командой и при условии, что расхождение времени между источником точного времени и счетчиком не превышает 2 сек. В случае большего расхождения времени должна использоваться команда, производящая установку нового времени по паролю на фиксированную величину (в плюс или минус относительно точного времени). Допустимая дистанционная суммарная коррекция времени (без учета знака) этой командой в течение года не должна превышать 120 минут. При необходимости иной (с большим временным смещением) установки времени следует полностью перепрограммировать счетчик. Контроль за дистанционной суммарной коррекцией времени счетчиков и соответствующую регистрацию в журнале событий должны осуществлять все средства системы учета, участвующие в коррекции или установке времени (счетчик, УСПД, сервер).

Использовать в системах расчетного учета однофазные и трехфазные счетчики без встроенных часов и календаря (с внешними тарификаторами) запрещается.

Использовать в системах расчетного учета однофазные и трехфазные счетчики, в которых отсутствует возможность дистанционной коррекции встроенных часов счетчиков, запрещается.

Все однофазные и трехфазные счетчики должны обеспечивать возможность производить автоматический переход на летнее/зимнее время.

50. Однофазные и трехфазные счетчики должны обеспечивать ход текущего времени своих часов и календаря, а также сохранение базы данных учета в своей энергонезависимой памяти при отсутствии сетевого питания в течение не менее 36 месяцев.

Срок службы встроенной батареи для энергонезависимой памяти и часов счетчика должен быть не менее срока межповерочного интервала счетчик. Об этом должна иметься соответствующая запись в паспорте счетчика.

Замена батареи должна производиться во время процесса поверки счетчика в лабораторных условиях. Допускается замена батареи в процессе эксплуатации счетчика по месту его установки.

Трехфазные счетчики должны позволять считывать данные учета при отсутствии сетевого питания за счет временного подключения внешнего источника питания постоянного тока или иных внешних питающих цепей. Это требование в отдельных случаях по соглашению сторон, участвующих в расчетном учете, можно не применять.

51. Расчетные счетчики многотарифного учета должны обеспечивать в течение своего срока службы реализацию любого действующего тарифа путем соответствующего их перепрограммирования.

Однофазные и трехфазные счетчики должны позволять вести учет по каждому каналу учета не менее чем по 4 тарифам в 8 тарифных зонах по 12 сезонам с отдельной установкой тарифов по рабочим и выходным (праздничным дням).

Однофазные и трехфазные счетчики должны обеспечивать хранение значений общего (с момента установки счетчика и его начального показания) и тарифного по зонам потребления электроэнергии не менее чем за 13 последних месяцев (включая текущий, на начало каждого месяца) суммарно нарастающим итогом и в отдельности по каждому месяцу и каналу учета.

Трехфазные счетчики должны обеспечивать хранение значений максимальной мощности в часы пика (отдельно по утреннему и вечернему пикам) не менее чем за 13 месяцев (включая текущий) в отдельности по каждому месяцу и каналу учета.

52. Для счетчиков трансформаторного включения допустимо ведение учета электроэнергии и мощности как с автоматической встроенной коррекцией их показаний по номинальным коэффициентам трансформации измерительных ТТ и (или) ТН, к которым подключены эти счетчики, так и без учета этих коэффициентов (в последнем случае показания счетчиков корректируются по коэффициентам трансформации вне счетчиков - на уровне УСПД или компьютера верхнего уровня системы учета). Выбор вида учета (с коэффициентами или без них) осуществляет энергоснабжающая организация.

Для счетчиков трансформаторного включения допускается автоматическая коррекция их показаний по реальным коэффициентам трансформации измерительных трансформаторов в случае, указанном в п. 20 настоящих Правил.

53. Счетчики должны обеспечивать реализацию автоматической эффективной системы функциональной самодиагностики, позволяющей выявлять и фиксировать программно - аппаратные отказы и сбои в работе счетчика и его питающих цепях. Результаты самодиагностики в случае выявления нештатных ситуаций должны фиксироваться в журнале событий счетчика.

Счетчики должны иметь аппаратно-программную защиту от аппаратных сбоев и "зависаний" своего встроенного программного обеспечения.

54. Счетчики должны иметь потребляемую мощность по каждой из цепей напряжения не более 2Вт по активной энергии и 4 В∙А по полной энергии.

Для счетчиков непосредственного включения по току с встроенными источниками питания емкостного (конденсаторного) типа разрешается иметь полную мощность по каждой из цепей напряжения до 9 ВА.

Для счетчиков, включающих в себя встроенные модемы, допускается по каждой из цепей напряжения потребляемая мощность не более 3 Вт по активной энергии и 6 В∙А по полной энергии.

55. Срок службы электронных счетчиков должен быть не менее 24 лет, наработка на отказ - не менее 50 тысяч часов, а межповерочный интервал - не менее 8 лет для однофазных и не менее 4 лет для трехфазных счетчиков.

Счетчики, впервые используемые в республике для расчетного учета, должны выборочно подвергаться поверке и текущим испытаниям в течение первых трех лет эксплуатации, независимо от их установленного межповерочного интервала. Решение о такой поверке и испытаниях принимает энергоснабжающая организация. Результаты поверки должны использоваться для подтверждения или изменения установленной величины межповерочного интервала счетчиков, а также для определения целесообразности нахождения этих счетчиков в Перечне.

По согласованию с энергоснабжающей организацией разрешается использовать новые счетчики, производимые в республике или поставляемые на рынок в течение менее 3 лет, с межповерочным интервалом менее 8 лет для однофазных и менее 4 лет для трехфазных счетчиков.

56. Выбор исполнений (моделей) счетчиков по классу точности, климатическим и другим параметрам и характеристикам должен соответствовать требованиям конкретной системы учета субъекта или объекта учета, в рамках которой эти счетчики используются как элементы первичных средств приборного учета.

ГЛАВА 5

ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ

57. Устройства сбора и передачи данных (УСПД) должны обеспечивать с заданной программируемой периодичностью и допустимой задержкой автоматический сбор данных учета от группы подключенных к ним счетчиков и длительное хранение этих данных по каждому счетчику и (или) суммарно по их группе в соответствующей встроенной базе данных УСПД. Периодичность оперативного сбора данных для УСПД рекомендуется выбирать из ряда 1, 3, 15, 30 или 60 мин.

Хранение данных учета счетчиков в базе данных УСПД должно осуществляться в разрядной сетке, не снижающей их точность, достигаемую в процессе измерения электроэнергии.

УСПД расчетного учета должны обеспечивать сбор данных учета с расчетных счетчиков только по цифровым интерфейсам. Недопустим сбор данных расчетного учета по аналоговым или импульсным интерфейсам.

Для УСПД технического учета допустим сбор данных с контрольных счетчиков по интерфейсам, отличным от цифровых (в частности, с телеметрических выходов счетчиков).

В качестве среды сбора данных на УСПД со счетчиков допускается использовать проводные и беспроводные каналы связи, а также силовые сети и линии электропередачи.

Рекомендуется устанавливать УСПД на объектах учета субъектов электроэнергетики или потребителей с минимальным удалением от подключаемых к нему по цифровым интерфейсам счетчиков. По согласованию с энергоснабжающей организацией допускается удаленное размещение УСПД по отношению к счетчикам в рамках объекта учета или территории субъекта учета, на которой расположен данный объект учета.

В случае наличия на объекте учета счетчиков, способных выполнять групповые функции УСПД, допускается использовать эти счетчики вместо УСПД.

58. Объединение (из-за снижения общей надежности системы расчетного учета) в УСПД, используемых в системах учета АСКУЭ ММПГ и АСКУЭ-облэнерго, функции расчетного и технического учета путем гальванически неразвязанного (проводного) подключения к ним контрольных счетчиков, не рекомендуется. Указанное совмещение функций рекомендуется только при гальванически развязанном (в частности, беспроводном) подключении контрольных счетчиков, а также в системах учета АСКУЭ-промышленность и АСКУЭ-быт.

Допускается подключать к одному УСПД по цифровым интерфейсам счетчики с различными интерфейсами и протоколами обмена данных от различных изготовителей при условии их согласованной совместной работы.

59. УСПД должны содержать минимум два независимых цифровых интерфейса: один интерфейс нижнего уровня для сбора данных учета со счетчиков, а другой - для передачи данных учета на верхний уровень системы учета.

Рекомендуется использовать УСПД, содержащие несколько цифровых интерфейсов нижнего уровня для подключения счетчиков и два или более интерфейсов верхнего уровня для передачи данных учета на верхние уровни разных систем учета или одной системы учета, но по различным каналам связи (основному и резервному).

Для пользовательского уровня протокола интерфейса верхнего уровня системы учета рекомендуется использовать унифицированный протокол на основе версии международного стандартного протокола, признанного таковым де-юре или де-факто.

60. УСПД должны обеспечивать передачу данных учета всех счетчиков, подключенных к ним, из своих встроенных баз данных на верхний уровень АСКУЭ по автоматическому или иному запросу с этого уровня, дистанционно по каналам связи или локально, при непосредственном подключении переносного средства учета к цифровому интерфейсу УСПД.

УСПД расчетного учета должны обеспечивать режим транзитного обращения с верхнего уровня системы учета, минуя базы данных УСПД, к базам данных счетчиков, подключенных к УСПД. Это требование носит обязательный характер для АСКУЭ быт и рекомендательный характер для региональных АСКУЭ и АСКУЭ ММПГ.

Передача данных учета из баз данных счетчиков при транзитном запросе с верхнего уровня системы учета допустима как в форматах протоколов счетчиков, так и в формате унифицированного протокола интерфейса верхнего уровня системы учета.

Использование для УСПД расчетного учета режима инициативной передачи на верхний уровень системы учета допускается для диагностической информации о состоянии учета и техническом состоянии средств приборного учета нижнего уровня при возникновения нештатных ситуаций. Использование указанного режима должно регламентироваться в технических условиях и проектах конкретных систем учета.

61. На каждом объекте учета в рамках системы расчетного учета субъекта рекомендуется использовать не более одного УСПД, к которому должны подключаться все расчетные счетчики объекта. К УСПД объекта возможно подключение расчетных счетчиков соседних объектов одного и того же субъекта учета или его субабонентов.

Использование на одном объекте учета нескольких УСПД с подключением к каждому из них отдельной группы счетчиков, а также организация каскадного соединения УСПД по типу "ведущий-ведомый" с накоплением данных учета счетчиков, подключенных к ведомым УСПД, в базе данных как ведомых, так и ведущего УСПД, допускается по согласованию с энергоснабжающей организацией. При этом возможно использовать как независимый выход в канал связи верхнего уровня системы учета ведущего и ведомых УСПД, так и выход в этот канал связи ведомых УСПД транзитом через ведущий УСПД.

Применение нескольких УСПД и каскадного включения УСПД должно регламентироваться в технических условиях и проекте конкретных систем учета.

62.УСПД расчетного учета не подлежат метрологической аттестации и поверке, так как не реализуют функций измерения электроэнергии (мощности) или времени, а выполняют только функции приема, хранения, передачи цифровой информации (а также, при необходимости, ее обработки с точностью, заведомо превышающей точность измерительной информации). Точностные характеристики УСПД (разрядность данных, форматы, формулы вычислений, методы округления чисел и т.п.) должны быть приведены в технической документации на УСПД. Экспертиза пригодности УСПД к использованию в системе учета должна проводиться на стадии разработки, согласования и утверждения проекта системы учета. При сдаче системы учета в опытную эксплуатацию рекомендуется проводить цифровую проверку УСПД путем сравнения результатов вычислений с фактическими данными учета, зарегистрированными счетчиками за контрольный период.

УСПД с функциями вычислений, производимых над измерительной информацией, должны иметь точность обработки и хранения данных не менее 0,01%, использовать алгоритмы симметричного округления результатов вычислений и не допускать накопления погрешности в процессе выполнения арифметических операций любой последовательности и длины над исходными измерительными данными фиксированной точности.

УСПД без функций вычислений должны иметь разрядную сетку для хранения измерительных данных, не уменьшающих их точность (рекомендуется точность представления не менее 0,1% , или четыре десятичных значащих цифр).

Достоверность данных учета в базе данных УСПД должна обеспечиваться эффективными методами кодирования и контроля информации при ее цифровой передаче через интерфейсы нижнего и верхнего уровней УСПД, методами повторного запроса данных учета счетчиков с мажоритарным сравнением результатов этого запроса и другими стандартными методами защиты информации.

УСПД должны быть устойчивы к временным пропаданиям связи с подключенными к ним счетчиками и автоматически обеспечивать восстановление полноты и достоверности своих баз данных при восстановлении связи.

УСПД должны быть устойчивы к пропаданию собственного электропитания и автоматически обеспечивать восстановление полноты и достоверности своих баз данных при восстановлении электропитания.

63. УСПД расчетного учета должны иметь многоуровневую программно-аппаратную защиту от несанкционированного доступа, в частности, механические и (или) электронные пломбы, систему паролей.

УСПД должны обеспечивать автоматическое ведение журнала событий с фиксацией в нем определенной совокупности последних событий. Количество и перечень конкретных событий журнала определяются в зависимости от вида системы учета и регламентируются ниже в соответствующих главах и пунктах настоящих Правил.

УСПД должны иметь восьмизначный пароль из цифр и (или) букв на доступ, требуемый для перепрограммирования УСПД. При трех- или четырехкратном вводе подряд неверного пароля (независимо от интервала времени, на котором были сделаны эти попытки) рекомендуется блокировать в УСПД возможность дальнейшего снятия пароля до конца текущих суток.

Рекомендуется использовать в УСПД систему из нескольких паролей для идентификации лиц, производящих снятие пароля, и для ограничения прав доступа на полное или частичное перепрограммирование УСПД по тому или иному паролю.

Сброс накопленных УСПД данных учета допустим только с разрешения энергоснабжающей организации и при условии фиксации этого события в журнале УСПД и на верхнем уровне АСКУЭ.

64. УСПД должны иметь встроенный календарь и часы с погрешностью суточного хода не более ±3 секунда в сутки в нормальных условиях и с возможностью автоматической коррекции времени с верхнего уровня системы учета или по сигналам приемника точного времени.

УСПД должны обеспечить ход времени своих встроенных часов и календаря, а также сохранность данных учета, хранимых в своей встроенной базе данных при отсутствии сетевого питания в течение не менее 13 месяцев.

УСПД должны обеспечить возможность координации шкал времени часов всех подключенных к нему счетчиков командами синхронизации и установки времени по цифровому интерфейсу. Координация шкал времени часов счетчиков со стороны УСПД должна производиться не реже одного раза в сутки и вне зон контроля максимальных мощностей нагрузки в точках учета.

Для координации шкал времени рекомендуется использовать в УСПД два канала синхронизации: основной и резервный.

Использование зарубежной радионавигационной системы в качестве единственного синхронизатора шкалы времени УСПД, применяемых в АСКУЭ ММПГ и региональных АСКУЭ РУП-облэнерго, запрещается.

65. УСПД должны иметь средства диагностики и автоматической самодиагностики, а также должны фиксировать в своей памяти в журнале событий нештатные ситуации, возникающие в процессе самодиагностики и эксплуатации.

УСПД должны иметь аппаратно-программные средства для самовосстановления после сбоев и "зависания" встроенного программного обеспечения.

УСПД должны производить диагностику состояния обмена данными с подключенными к ним счетчиками и в случае возникновения нештатной ситуации должны фиксировать их в журнале событий или инициировать передачу сообщения об этом на верхний уровень системы учета.

УСПД должны иметь встроенные средства индикации своих состояний (например, включения/отключения основного и резервного питания), а также позволять локально отображать различные свои учетные и другие данные. Для отображения данных рекомендуется использовать встроенные или выносные дисплеи (например, ЖКИ), подключаемых к УСПД по отдельным интерфейсам, карманные или портативные компьютеры.

Для локального доступа к параметрам УСПД рекомендуется использовать встроенную или выносную клавиатуру, подключаемую к УСПД по отдельным (или совмещенным с интерфейсом дисплея) интерфейсам, переносной или карманный компьютер.

Для локального съема данных с УСПД рекомендуется использовать разъем цифрового интерфейса, оптический или иной порт.

66. Питание УСПД расчетного учета на объекте учета должно производиться от сети переменного тока 100 и (или) 220 В от двух фидеров с автоматическим переходом с одного питающего фидера на другой в случае пропадания сетевого питания на основном или резервном фидерах (допускается при установке УСПД на подстанции питание по одной линии от трансформатора собственных нужд подстанции).

В случае пропадания сетевого питания на двух фидерах должно быть предусмотрено временное резервное подключение к УСПД источника постоянного напряжения или другого резервного источника для обеспечения штатной работы УСПД до восстановления сетевого питания.

Срок службы УСПД должен быть не менее 10 лет, наработка на отказ - не менее 50 тысяч часов. УСПД, являясь средством вычисления (но не измерения) не подлежит метрологической аттестации и не имеет межповерочного срока.

Целесообразность применения УСПД в системах расчетного учета того или иного вида определяется особенностями субъектов и объектов учета и рассматривается ниже в соответствующих главах и пунктах настоящих Правил. Для конкретных систем учета требования к использованию УСПД и его характеристикам должны задаваться в технических условиях, задании на проектирование системы учета и в их проектах, согласованных с энергоснабжающей организацией.

ГЛАВА 6

ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ СИСТЕМ УЧЕТА

67. Программное обеспечение (ПО) систем учета должно распределяться, в общем случае, по трем уровням систем учета: первичным средствам учета (цифровым измерительным трансформаторам и счетчикам), вторичным специализированным (УСПД) и универсальным средствам учета (компьютерам и компьютерным сетям).

Требования к программному обеспечению первичных и вторичных специализированных средств учета являются составной частью общих требований к этим средствам, так как последние реализуются в виде специализированных приборов учета со встроенным комплексом программно-аппаратных решений. Набор этих требований индивидуален для каждого прибора учета и определяется, с одной стороны, стандартами, а, с другой стороны, требованиями настоящих Правил.

Общие требования к программному обеспечению вторичных универсальных средств учета (верхнему уровню системы учета) излагаются в нижеследующих пунктах.

68. Программный комплекс верхнего уровня системы учета должен устанавливаться на компьютер как прикладное программное обеспечение и работать под управлением стандартных операционных систем и платформ.

Прикладное программное обеспечение должно поставляться для системы учета в виде электронных версий исполняемых файлов, а также электронной и бумажной версии эксплуатационной документации (паспорт, руководство по эксплуатации и т.д.). Эксплуатационная документация, за исключением текстов программ, должна представляться на одном из государственных языков Республики Беларусь.

Программный комплекс верхнего уровня системы учета может устанавливаться на компьютер в виде локальной (доступной только по месту установки) или сетевой (доступной более чем на одной станции корпоративной вычислительной сети) версии.

Выбор операционной системы и типа версии АСКУЭ для каждой конкретной системы учета должен производить ее заказчик, или проектировщик по согласованию с Заказчиком. Требования к программному обеспечению АСКУЭ потребителей определяет сам потребитель.

Требования к протоколу передачи данных в энергоснабжающую организацию определяет энергоснабжающая организация и указывает их в своих технических условиях на создание АСКУЭ.

69. Рекомендуется интегрировать в программном комплексе верхнего уровня системы учета одновременно функции расчетного и технического учета. Объединение нижних уровней этих двух типов систем учета должно производиться на интерфейсах верхнего уровня системы учета с использованием общего или раздельных каналов связи с соответствующими нижними уровнями систем расчетного и технического учета .

70. Программный комплекс верхнего уровня системы учета должен реализовывать функции сбора данных учета с ее нижних уровней (уровней счетчиков и УСПД), накопления, хранения, обработки, отображения, документирования и распространения этих данных, синхронизации часов средств учета, а также другие функции, зависящие от требований к конкретной системе учета со стороны заказчика.

Программный комплекс должен обеспечивать процедуры: а) гибкой настройки как по виду запрашиваемых и сохраняемых данных, так и по периоду и объему запросов, б) полного сбора данных по автоматическим и ручным запросам с использованием перезапросов, дозапросов и мажоритарного голосования для выбора правильных данных, в) контроля целостности и достоверности данных учета, г) автоматического архивирования данных в стандартных базах данных (БД) и т.д.

Допускается совместная работа программного комплекса верхнего уровня системы учета как с уникальной (фирменной), так и стандартными базами данных под соответствующими системами управления этими базами данных (СУБД). Выбор базы данных и СУБД для каждой конкретной системы учета определяет ее заказчик.

71. База данных программного комплекса верхнего уровня системы расчетного учета должна содержать в отдельной своей части необработанные данные учета, полученные непосредственно с баз данных счетчиков и (или) необработанных баз данных УСПД. Длительность хранения этих данных должна быть не менее 36 месяцев. Допускается хранение этой информации на твердотельных носителях (типа, например, CD или флэш-памяти) в специальных защищенных хранилищах. Разрядность хранения данных учета в базе данных должна обеспечивать представление данных с точностью, не ухудшающей точность получения первичных данных учета.

При записи данных расчетного учета в базу данных верхнего уровня системы учета необходимо обеспечить выполнение операции по их достоверизации (проверки на ошибки, на баланс по различным интервалам времени и по объектам учета и т.д.). Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета не должен ухудшать в процессе своей работы метрологические характеристики первичных данных учета, полученных с нижнего уровня системы учета.

При хранении и обработке измерительных данных на верхнем уровне системы учета рекомендуется использовать точность представления измерительной информации не хуже 0, 01%, алгоритмы округления с симметричным округлением и без накопления погрешностей при выполнении последовательных цепочек вычислительных операций любой длины

Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета (модулей, выполняющих функции законодательной метрологии) требует валидации объектов (объективного подтверждение того, что требования, предназначенные для конкретного использования, выполнены) на стадии сдачи его в эксплуатацию.

Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета должен иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных и иных средств защиты (паролей, ключей, регистраторов и т.п.).

72. Дополнительные требования к программному комплексу верхнего уровня системы учета для центров сбора и обработки данных (ЦСОД) крупномасштабных систем учета (типа АСКУЭ облэнерго) приведены ниже.

ЦСОД должны оборудоваться техническими комплексами - сервером, выполняющим функции коммуникационного сервера, сервера базы данных и WEB-сервера, в промышленном исполнении, рассчитанным на непрерывный режим работы, и рабочими станциями (автоматизированными рабочими местами - АРМ пользователей). Для пользовательских программ рекомендуется применять WEB-технологии.

Комплексы должны использовать единые классификаторы объектов базы данных, позволять фиксировать замену счетчиков в точках учета, задавать режимы их опроса, обеспечивать корректность данных и параметров, считываемых со счетчиков и помещаемых в базу, а также непрерывность и полноту данных в базе.

Должна быть обеспечена возможность просмотра базы по выбранным точкам учета, интервалам времени и типам данных, а также возможность установки для каждой точки учета при автоматическом опросе допустимого значения времени запаздывания данных/параметров, после превышения которого должно генерироваться аварийное сообщение. Если за указанное время не удается считать данные или сохранить их в базе данных, должна фиксироваться соответствующая ошибка, а данные должны быть запрошены повторно через определенный интервал времени. При невозможности дистанционного считывания данных с нижнего уровня системы учета должна быть предусмотрена возможность альтернативного считывания и занесения данных в базу (например, с переносного средства приборного учета). При плановых и аварийных заменах счетчиков должна быть предусмотрена возможность санкционированной ручной коррекции базы данных с учетом времени отсутствия приборного учета в соответствующей точке учета.

Комплексы должны фиксировать все события, искажающие функционирование системы (сбой связи, сбой операционной системы или прикладной программы, неисправность счетчика или УСПД и т.д.), выдавать оперативно соответствующую информацию администратору системы и генерировать суточные и месячные сводные отчеты об ошибках. Должна быть обеспечена возможность автоматической и ручной коррекции базы данных после различных сбоев.

Комплексы должны через заданные интервалы времени автоматически проверять время и дату устройств нижнего уровня систем учета и при необходимости осуществлять их коррекцию.

Комплексы должны обеспечивать регистрацию прав пользователей по уровням доступа, идентификацию и аудит всех их действий. В зависимости от уровня доступа пользователю должно представляться ограниченное по уровню количество информации (пунктов меню, счетчиков и т.д.).

Другие детальные требования к программному комплексу верхнего уровня систем расчетного учета определяются заказчиками конкретных систем учета.

ГЛАВА 7

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

73. Учет активной электроэнергии и мощности на электростанциях должен производиться в рамках станционных систем расчетного и технического учета (АСКУЭ электростанций), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

Рекомендуется создавать системы учета в рамках станционных систем комплексного учета всех энергоносителей (электроэнергии, газа, воды, тепловой энергии и т.д.).

74. Средства расчетного учета на электростанциях должны устанавливаться для учета электроэнергии, потребленной раздельно на собственные (СН) и хозяйственные (ХН) нужды, отпущенной в сети энергосистемы и пользователей, а также для учета усредненных значений мощности (нагрузки), отпускаемой электростанциями в сети за контрольные периоды времени по соответствующим присоединениям.

Средства расчетного учета активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

для межсистемных линий электропередачи для учета отпущенной и (или) принятой энергии - счетчики прямого и обратного потока электроэнергии.

для линий всех напряжений, отходящих от шин электростанции и принадлежащих потребителям - счетчики прямого потока электроэнергии.

для линий, отходящих к потребителю и питающихся по блочной схеме (генератор - трансформатор- линия), устанавливаются счетчики прямого потока электроэнергии.

для линий ХН и потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций. При питании группы потребителей от отдельного трансформатора, как правило, - на стороне высшего напряжения трансформатора. При питании от различных трансформаторов или секций шин СН – на каждой линии, отходящей к потребителю.

Для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения выше 1 кВ СН, расчетные счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения.

Если ТСН электростанции питаются от шин напряжением 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов. В этом случае при учете электроэнергии на СН к показаниям расчетных счетчиков следует добавлять потери электроэнергии в трансформаторах СН. Рекомендуется устанавливать в таких случаях и при условии экономической целесообразности расчетные счетчики с функцией учета потерь в ТСН.

Средства технического учета активной электроэнергии на электростанции рекомендуется устанавливать:

для каждого генератора для учета всей выработанной генератором электроэнергии.

для каждого присоединения шин генераторного напряжения, причем для присоединения, по которому возможна реверсивная работа - счетчик прямого и обратного потока электроэнергии.

75. Потери электроэнергии в элементах сети главной схемы соединений электростанции, находящейся на самостоятельном балансе, должны относиться к расходу электроэнергии на этой электростанции. Оборудование и внутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям в указанной электросети, включают:

главные (повышающие) трансформаторы и автотрансформаторы связи;

распределительные устройства;

трансформаторы собственных нужд;

линии электропередачи и шинопроводы;

отдельно стоящие подстанции (находящиеся на балансе электростанции).

Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанций, находящихся на самостоятельном балансе (блок-станций), как при отпуске, так и при получении электроэнергии из сетей энергосистемы должны относиться к расходу электроэнергии на блок-станции.

При наличии на блок-станции шин нескольких классов напряжения и транзита электроэнергии через главные трансформаторы дополнительные потери электроэнергии в трансформаторах от этих перетоков следует относить к потерям в сетях энергосистемы.

76. Для контроля достоверности учета электроэнергии на электростанции необходимо ежесуточно составлять баланс по данным станционной системы учета.

В баланс должны включаться следующие сведения:

выработка электроэнергии генераторами (WГ);

поступление электроэнергии от энергосистемы (WЭС);

расход энергии на собственные нужды (WСН);

расход энергии на хозяйственные нужды (WХН);

расход энергии на производственные нужды (WПН);

отпуск электроэнергии с шин электростанции потребителям по классам напряжений (WОП);

отпуск электроэнергии с шин электростанции в сети энергосистемы (WОС);

потери электроэнергии в элементах главной схемы соединений электросети ( Δ WСС).

Все составляющие баланса электроэнергии следует принимать на основе ее измерения с помощью расчетных счетчиков, счетчиков технического учета и других средств учета, входящих в состав системы учета (УСПД, компьютеров).

77. Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции должны определяться на основании показаний счетчиков. В случае невозможности выполнения прямых измерений, потери разрешается определять расчетным путем:

постоянные потери - с использованием технических данных трансформаторов (данных последних испытаний или при их отсутствии - паспортных данных) и продолжительности их работы в часах;

переменные потери — на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

78. Для анализа и обеспечения достоверности учета необходимо на верхнем уровне системы учета определять и сравнивать значения фактического (НБФЭ) и допустимого (НБД) небалансов. Допустимый небаланс определяется интегральной величиной погрешностей измерения электроэнергии и входит как составная часть в измеренные значения электроэнергии (не относится к потерям электроэнергии).

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса:

НБФЭ<НБД.

Фактический небаланс определяется по составляющим ежесуточного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле:

НБФЭ= [(WГ+WЭС ) - (WСН +WХН +WПН) - (WОП +WОС) -ΔWСС]* 100%/(WГ +WЭС) (7.1)

Составляющие формулы (7.1) расшифрованы в пункте 76.

Значение допустимого небаланса следует определять по формуле:

НБД= ±×100% (7.2)

где δni (δoi) - суммарная относительная погрешность i-го измерительного канала, состоящего из измерительных ТН и ТТ, счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию;

dni (doi) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный канал - см. формулу (7.3.);

k - число измерительных каналов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (с шин) электростанции;

т — число измерительных каналов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе на собственные и хозяйственные нужды электростанции).

Долю электроэнергии, учтенной i-м измерительным каналом, следует определять по формуле:

di =Wi / Wп(о) (7.3)

где W i - количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным каналом за отчетный период;

Wп(о) - суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции за отчетный период.

Предел допустимой относительной погрешности i-го измерительного канала определяется по формуле (2.1).

Если значение фактического небаланса, полученное по формуле (7.1), больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (7.2), необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

79. Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока должен производиться на электростанциях трехфазными счетчиками прямого или прямого-обратного потоков электроэнергии класса точности не ниже 0,5S (при необходимости - дополнительно прямого-обратного потока реактивной электроэнергии класса не ниже 1.0).

Для технического учета допускается использовать электронные счетчики класса не ниже 1.0 по активной электроэнергии.

80. Расчетный учет на присоединениях главной схемы электростанции с годовым оборотом энергии по ним (в одном или двум направлениям) более 100 тыс. МВт∙ч (0,1 млрд. кВт∙ч) должен производиться счетчиками класса 0,2S с применением измерительных ТТ такого же класса, установленных в каждой фазе указанного присоединения.

81. В точках расчетного учета на электростанции должны устанавливаться счетчики с однотипными цифровыми интерфейсами и протоколами обмена данными по этим интерфейсам.

Рекомендуется использовать счетчики с сетевыми интерфейсами типа, например, Ethernet.

В целях унификации и снижения эксплуатационных затрат рекомендуется использовать на электростанции счетчики одного изготовителя (при условии обеспечения этим изготовителем всей требуемой на электростанции номенклатуры типов счетчиков).

82. Систему учета электростанции рекомендуется строить в рамках единого станционного здания по двухуровневой схеме со сбором данных учета непосредственно со счетчиков на локальную вычислительную сеть (ЛВС) электростанции (без применения УСПД). В случае необходимости допускается использование УСПД.

В качестве среды сбора данных рекомендуется использовать стандартные каналы ЛВС (оптоволокно, коаксиальный кабель, экранированную витую пару).

Детальные требования к системам учета электростанций должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, разработанные соответствующими электростанциями, утвержденные или согласованные РУП-облэнерго и Министерством энергетики Республики Беларусь.

ГЛАВА 8

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

83. Учет активной электроэнергии и мощности в сетях должен производиться в составе сетевых систем расчетного и технического учета (АСКУЭ сетей), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

Учет должен организовываться применительно к подстанциям и линиям электропередачи энергосистемы и ее субъектам (структурным подразделениям): районам электрических сетей (РЭС) и филиалам электрических сетей (ФЭС).

84. Средства расчетного учета должны устанавливаться на подстанциях сетей для учета электроэнергии, поступившей на их шины из сетей и отпущенной в сети энергосистемы и потребителей, а также для учета расхода электроэнергии на собственные (СН) и хозяйственные нужды (ХН).

Расчетными являются средства учета, учитывающие электроэнергию, отпущенную другой стороне. Средства учета, учитывающие электроэнергию, полученную от другой стороны, являются контрольными. Класс точности расчетных и контрольных средств должен быть одинаков.

Средства расчетного учета активной электроэнергии должны устанавливаться на подстанциях энергосистемы:

для каждой отходящей линии электропередачи, относящейся к потребителям, - один счетчик, учитывающий отпущенную электроэнергию. Допускается устанавливать расчетные счетчики не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда: а) прямой учет потребителя с подстанции энергосистемы невозможен из-за присоединения к питающему фидеру одновременно нескольких потребителей (фидер общего пользования); б) трансформаторы тока на подстанции, выбранные по условиям тока короткого замыкания или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии;

для межсистемной линии электропередачи - счетчики прямого-обратного потока электроэнергии, учитывающие полученную и отпущенную электроэнергию с обоих концов линий. При наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - счетчики прямого-обратного потока, учитывающие полученную и отпущенную электроэнергию, устанавливаются на питающих линиях подстанций этих энергосистем. Потери электроэнергии в межсистемной линии должны относиться к той энергосистеме, которой принадлежит данная линия. Если граница раздела находится на трассе линии и ее отдельные участки принадлежат соответственно двум и более энергосистемам, то потери электроэнергии в линии распределяются между энергосистемами пропорционально протяженности этих участков. Потери электроэнергии должны измеряться счетчиками с соответствующими функциями или определяться расчетным путем на основе измерений - по несальдированному отпуску, зафиксированному расчетными счетчиками, установленными на подстанциях;

для ТСН - счетчик отпущенной электроэнергии на стороне высшего напряжения трансформатора. Допускается установка счетчика на стороне низшего напряжения (при этом к показаниям расчетных счетчиков следует добавлять потери электроэнергии в трансформаторах СН). Рекомендуется в последнем случае устанавливать счетчик с функцией учета потерь в ТСН;

для каждой линии ХН или посторонних потребителей, присоединенных к шинам СН, - счетчик отпущенной электроэнергии;

для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (секционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - счетчик прямого и обратного потока (в случае возможности включения через указанный выключатель межсистемной линии), а в иных случаях, когда обходным (шиносоединительным) выключателем может включаться только тупиковая линия – счетчик отпущенной электроэнергии.

85. Для контроля достоверности учета электроэнергии на подстанции необходимо ежесуточно в автоматическом режиме составлять баланс по данным системы учета подстанции. В баланс должны включаться следующие данные:

поступление электроэнергии на шины подстанции (WП);

отпуск электроэнергии (WО);

расход электроэнергии на собственные (WСН) и хозяйственные нужды (WХН) подстанции;

потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции (Δ WТР).

Все составляющие баланса электроэнергии должны быть измерены с помощью средств расчетного (при необходимости технического) учета.

При значительной протяженности на подстанции шинопроводов 330 кВ и выше в целях повышения точности определения фактического небаланса рекомендуется учитывать потери на корону по утвержденной методике.

86. Потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции должны определяться на основании показаний счетчиков. В случае невозможности выполнения прямых измерений, потери допускается определять расчетным путем:

а) постоянные потери - с использованием технических данных последних испытаний (или при их отсутствии - паспортных данных) трансформаторов и продолжительности их работы в часах;

б) переменные потери — на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

87. Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии в системе учета подстанции необходимо определять и сравнивать значения фактического НБФЭ и допустимого НБД небалансов.

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса:

НБФП<НБД.

Если значение фактического небаланса превышает его допустимое значение, персоналу необходимо выявить причину этого и принять меры по их устранению.

Фактический небаланс по подстанции определяется по составляющим ежесуточного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле:

НБФП= (WП - WО - WСН - WХН -ΔWТР)× 100% / WП (8.1)

Составляющие формулы (8.1) расшифрованы в пункте 85.Значение допустимого небаланса следует определять по формуле (8.2).

88. Значение фактического небаланса НБФР в границах балансовой принадлежности сетей энергосистемы и ее структурных подразделений (РЭС, ФЭС) следует определять по формуле:

НБФР= (WП - WО - WПН -ΔWСЕТИ)× 100% / WП (8.2),

где WП - поступление электроэнергии в сеть (отпуск в сеть); WО - полезный отпуск электроэнергии, включая расход электроэнергии на ХН; WПН - расход электроэнергии на ПН; ΔWСЕТИ - потери электроэнергии в сети данного структурного подразделения, включая расход электроэнергии на СН подстанций.

Определение фактического небаланса электроэнергии по РЭС, ФЭС или РУП-облэнерго должно производиться путем расчета по установленным методикам потерь электроэнергии на ее транспорт с учетом коммерческих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения, включая и сети 0,4 кВ.

Значение допустимого небаланса электроэнергии по РЭС, ФЭС, РУП-энерго в целом, определяется по формуле:

(8.3)

где m — суммарное количество точек учета, фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии и отдачу электроэнергии особо крупным потребителям (применительно к соответствующему структурному подразделению);

δpi — погрешность измерительного канала i-й точки учета — см. формулу (2.1);

di — доля электроэнергии, учтенной i-й точкой учета;

δр3 — погрешность измерительного канала (типопредставителя) трехфазного потребителя (ниже 750 кВ • А);

δp1 — погрешность измерительного канала (типопредставителя) однофазного потребителя;

n3— число точек учета трехфазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d3;

n1 — число точек учета однофазных потребителей (кроме учтенных в числе т), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d1.

Указанный допустимый небаланс является составляющей коммерческих потерь электроэнергии.

89. Измерительные ТТ для подключения расчетных счетчиков подстанции на присоединениях всех классов напряжения должны иметь класс точности не ниже 0,5S.

Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока должен производиться на подстанциях трехфазными счетчиками прямого или прямого-обратного потоков электроэнергии класса точности не ниже 0,5S (при необходимости, дополнительно прямого -обратного потока реактивной электроэнергии класса не ниже 1.0).

Для технического учета допускается использовать электронные или индукционные счетчики класса не ниже 1.0.

Расчетный учет на присоединениях подстанции с годовым оборотом энергии по присоединению более 100 тыс. МВт∙ч (0,1 млрд. кВт∙ч) должен производиться счетчиками класса 0,2S с применением измерительных ТТ такого же класса, установленных в каждой фазе указанного присоединения.

90. В точках учета на подстанции должны устанавливаться счетчики с однотипными цифровыми интерфейсами и протоколами обмена данными по этим интерфейсам.

Рекомендуется использовать в целях унификации и снижения эксплуатационных затрат на подстанциях отдельного РЭСа или всех РЭСов областной энергосистемы счетчики одного изготовителя (при условии обеспечения этим изготовителем всей требуемой номенклатуры типов счетчиков).

Систему учета сетей рекомендуется строить по трехуровневой схеме со сбором данных учета со счетчиков на УСПД (каждое УСПД реализует сбор данных по объекту учета - подстанции) и далее по каналам связи – в центры сбора и обработки данных (ЦСОД) соответствующих структур энергосистем: РЭС, ФЭС, РУП-облэнерго. В случае установки на подстанции счетчиков, способных выполнять функции сбора данных УСПД, допускается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на подстанции отдельного УСПД.

В качестве среды сбора данных по объектам учета рекомендуется использовать оптоволоконные линии, коаксиальный кабель или экранированные витые пары, а для сбора данных с УСПД в ЦСОД – проводные и беспроводные каналы связи различных видов (выделенные телефонные каналы, PLC каналы по ЛЭП, радиоканалы, оптические каналы и др.).

Для сбора данных с объектов учета в ЦСОД рекомендуется использовать отраслевой Интранет и корпоративные вычислительные сети. Длительное и непрерывное применение в этих целях (из-за недостаточной безопасности и негарантированной доставки данных) публичных сетей - Интернета и сети операторов сотовой мобильной связи - запрещается. Использование сотовой мобильной связи разрешается только в качестве резервного канала связи. Допускается использовать публичные телефонные сети в случае представления ими выделенных телефонных каналов.

Детальные требования к системам учета электросетей должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, разработанные соответствующими сетями.

ГЛАВА 9

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

91. Учет активной электроэнергии (мощности) в электроустановках промышленных потребителей должен производиться в составе пользовательских систем расчетного и технического учета (АСКУЭ промышленность), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

На границе балансовой принадлежности сетей энергоснабжающей организации и промышленных потребителей (на соответствующих подстанциях энергоснабжающей организации и потребителей) должны устанавливаться средства расчетного учета активной электроэнергии для коммерческих расчетов между сторонами за отпущенную (потребленную) активную электроэнергию (мощность).

Присоединение к сетям энергоснабжающей организации электроустановок потребителей (потребителей-перепродавцов, абонентов и субабонентов), не оснащенных средствами расчетного учета, запрещается с момента ввода в действие настоящих Правил.

92. Если граница балансовой принадлежности проходит в точке присоединения (ячейке) линии потребителя на подстанции энергоснабжающей организации, то средства расчетного учета устанавливаются на этой подстанции.

По соглашению сторон разрешается установка средств расчетного учета на противоположных концах отходящих линий (на подстанциях потребителя) с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линиях на потребителя. При этом потребитель должен обеспечить возможность дистанционной передачи данных учета со своей системы расчетного учета в энергоснабжающую организацию в унифицированном отраслевом протоколе АСКУЭ или в протоколе АСКУЭ энергоснабжающей организации. Порядок реализации дистанционной передачи данных в энергоснабжающую организацию осуществляется по соглашению сторон и в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

Если граница балансовой принадлежности проходит в ячейке линии на подстанции потребителя, то средства расчетного учета устанавливаются на этой подстанции. При этом потребитель должен обеспечить возможность дистанционной передачи данных учета со своей системы расчетного учета в энергоснабжающую организацию. Установка средства расчетного учета на противоположных концах питающих линий (на подстанциях энергоснабжающей организации) с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линиях на энергоснабжающую организацию разрешается по соглашению сторон.

Если граница балансовой принадлежности проходит в промежуточной точке линии электропередачи, то средства расчетного учета устанавливаются по соглашению сторон на подстанции энергоснабжающей организации или потребителя, с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линии на соответствующие стороны с коэффициентом, прямо пропорциональным длине участка линии, находящемся на балансе соответствующей стороны.

93. В тех случаях, когда точка измерения не совпадает с точкой учета, в точках измерения рекомендуется устанавливать счетчики расчетного учета с функцией коррекции показаний учета по расчетным характеристикам участков линий, создающих соответствующие потери электроэнергии.

При отсутствии расчетного счетчика с функциями расчета потерь определение величины технологического расхода электроэнергии и потерь электроэнергии на участке линии электропередачи между точкой измерения и точкой учета электроэнергии разрешается производить расчетным путем энергоснабжающей организации совместно с потребителем согласно действующим нормативно-техническим документам и с указанием этих величин в договоре электроснабжения.

Технологический расход электроэнергии и потери электроэнергии в электросети абонента, связанные с передачей электроэнергии субабонентам, относятся на счет субабонентов пропорционально их доле электропотребления.

94. Средства расчетного учета должны устанавливаться на подстанциях потребителя, независимо от границы балансовой принадлежности сетей потребителя и энергоснабжающей организации, в том случае, если к линии электропередачи энергоснабжающей организации присоединены два или более потребителей (линия общего пользования). На подстанции энергоснабжающей организации, от которой отходит такая линия, должны устанавливаться средства технического учета.

Коррекция показаний расчетных счетчиков потребителей, присоединенных к линии общего пользования, учитывающая потери в элементах сети, должна выполняться в соответствии с пунктом 93.

95. Средства расчетного учета на подстанции потребителя должны устанавливаться:

в ячейках ввода каждой питающей линии на секцию шин, независимо от наличия учета энергоснабжающей организации на другой стороне этой линии (если по соглашению сторон не предусмотрено иное);

в ячейках каждого отходящего фидера, к которому подключена нагрузка отдельного субабонента. В том случае, если учет нагрузки субабонентов невозможен с подстанции абонента (к отходящему фидеру подключены нагрузки различных потребителей или субабонентов), то средства расчетного учета должны устанавливаться в распределительных вводных устройствах субабонентов. Для субабонентов каждой тарификационной группы следует устанавливать соответствующие средства расчетного учета;

на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении. На стороне низшего напряжения силовых трансформаторов, если последние на стороне высшего напряжения включены через выключатели нагрузки и отделители или разъединители и предохранители. Допускается установка счетчиков на сторонах среднего и низшего напряжения трансформаторов в случае, когда измерительные ТТ на стороне высшего напряжения, выбранные по условиям тока короткого замыкания или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных измерительных ТТ отсутствует обмотка класса точности 0,5S. В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока для включения счетчиков расчетного учета в ячейках ввода на секции шин подстанции невозможна (из-за ограничения места в КРУ, КРУН), допускается организация учета в ячейках на отходящих линиях 6-10 кВ.

в ячейках ТСН, если электроэнергия, потребляемая на СН, не учитывается другими счетчиками (при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения ТСН).

Измерительные ТТ для присоединения счетчиков расчетного учета трансформаторного включения абонентов и субабонентов на учетных присоединениях всех классов напряжения должны иметь класс точности не ниже 0,5S, а их количество должно соответствовать количеству подключенных фаз переменного тока.

96. Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока всех классов напряжений у потребителей и их субабонентов должен производиться трехфазными трехэлементными счетчиками активной энергии класса точности не ниже 1.0, а однофазного тока - однофазными счетчиками класса точности не ниже 1.0.

Для питающих вводов напряжением 6-10 кВ и выше должны устанавливаться счетчики класса 0,5S.

Для технического учета допускается использовать электронные или индукционные счетчики класса не ниже 2.0.

Трехфазные расчетные счетчики промышленных потребителей и их субабонентов должны соответствовать общим требованиям к счетчикам, указанным в главе 4 настоящих Правил (в частности, требованиям пп.45-54). Дополнительно они должны обеспечить выполнение следующих условий и функций:

рабочие климатические условия: температура (-20…+550С), влажность (30…90%);

наличие в счетчике оптического порта для настройки и параметризации счетчика;

наличие в счетчике электронного табло с возможностью отображение на нем данных учета с числом десятичных разрядов не менее восьми (при условии, что отображение данных является встроенной функцией счетчика как элемента системы учета);

наличие в счетчике не менее двух паролей для доступа к его настройке и параметризации;

учет активной (и реактивной) электроэнергии и усредненной мощности в одном или двух направлениях (по необходимости);

вычисление и хранение графика усредненной мощности (профиля нагрузки) по всем каналам измерения с глубиной хранения при 30-минутном усреднении мощности не менее 60 суток (интервал усреднения рекомендуется выбирать из ряда 3,15,30 и 60 мин);

хранение потребленной месячной электроэнергии с разбивкой по тарифным зонам на период не менее 13 месяцев, включая текущий месяц;

хранение максимальных тарифных мощностей в часы пикового потребления за сутки на период не менее 13 месяцев, включая текущий месяц;

обеспечение обработки тарифных накоплений электроэнергии и ее максимальных тарифных мощностей по независимым друг от друга зонам суток;

ведение журнала событий с регистрацией в нем последовательности следующих событий за период регистрации (длительность периода регистрации рекомендуется программировать из ряда 1, 2, 3, 6 или 12 месяцев): 1) общее количество отключений напряжения и суммарная длительность его отсутствия по каждой фазе, 2) три последних отключений напряжения с указанием времени и даты их начала и окончания, 3) количество попыток несанкционированного доступа к счетчику путем ввода неверного пароля и три последние попытки ввода с указанием времени и даты их осуществления, 4) количество перепрограммирований счетчика с указанием времени и даты осуществления трех последних, указанием паролей, по которому они были выполнены, и типов операций перепрограммирования, которые были произведены.

Дополнительно в журнале событий рекомендуется регистрировать следующие события: 1) количество вскрытий опломбированной крышки счетчика с указанием времени и даты осуществления трех последних (счетчик должен иметь датчик вскрытия крышки), 2) количество отклонений фазных напряжений от заданных уровней напряжений и суммарная длительность таких отклонений, 3) три последних отклонений фазных напряжений с указанием времени и даты их начала и окончания, 4) снижение уровня напряжения питания встроенного аккумулятора до состояния, требующего его замены, с указанием времени и даты этого события, 5) количество отклонений температуры в корпусе счетчика от заданных пределов и суммарная длительность таких отклонений (счетчик должен иметь датчик температуры), 6) количество отклонений напряженности магнитного поля от заданных пределов и суммарная длительность таких отклонений (счетчик должен иметь датчик напряженности магнитного поля).

Должен быть обеспечен дистанционный доступ к журналу событий каждого счетчика с верхнего уровня системы учета (непосредственно или через УСПД).

Расчетный учет потребителей и субабонентов, организованный на их питающих подстанциях, должен выполняться как автоматизированный учет с созданием систем расчетного учета, позволяющих передавать дистанционно данные учета по соответствующим каналам связи от субабонентов к абонентам, а от последних - в энергоснабжающую организацию.

Передача данных учета из систем учета потребителя в энергоснабжающую организацию должна выполняться с нижних уровней системы, т.е. с УСПД или счетчиков.

Система расчетного учета субабонентов промышленного потребителя (абонента), который рассчитывается с энергоснабжающей организацией по многоставочным тарифам, должна позволять вести учет по соответствующим тарифам.

97. В системах расчетного учета промышленных потребителей и их субабонентов, имеющих более одной точки учета, должны использоваться УСПД, позволяющие получать за расчетные и контрольные периоды времени общее потребление электроэнергии и совмещенную мощность по потребителю (или субабоненту) в целом для коммерческих расчетов и контроля режимов потребления электроэнергии со стороны энергоснабжающей организации.

Общие требования к УСПД изложены в главе 5 настоящих Правил. Дополнительно рекомендуется обеспечить выполнение следующих условий и функций для УСПД:

рабочие климатические условия: температура (-20…+550С), влажность (30…90%); при установке УСПД в отапливаемых помещениях допускается рабочий температурный диапазон (0…+550С) (охлаждение УСПД должно осуществляться естественным путем);

групповую и индивидуальную синхронизацию часов подключенных к нему счетчиков по соответствующим командам синхронизации;

групповую и индивидуальную установку времени и даты в пределах до 120 минут за текущий год в подключенных к УСПД счетчиках;

групповую и индивидуальную установку нормативных данных в подключенных к УСПД счетчиках (границ тарифных зон, периодов усреднения мощности и т.д.);

транзитное обращение к подключенным к УСПД счетчикам с верхнего уровня системы учета;

хранение накапливающим итогом (без обработки) данных учета всех счетчиков по электроэнергии (с разбивкой по тарифам) и максимальной мощности за период не менее 3 месяцев;

хранение графиков усредненной мощности (профиля нагрузки) по всем счетчикам с глубиной хранения при 30-минутном усреднении мощности не менее 60 суток;

групповой учет электроэнергии (накапливающим итогом, по расчетным периодам и тарифным зонам), аналогичный учету в подключенных к УСПД счетчикам (количество групп учета, в которые могут алгебраически объединяться каналы учета, рекомендуется выбирать в пределах от N/4 до N, где - количество каналов учета, подключенных к УСПД), с хранением данных группового учета за период не менее 13 месяцев;

вычисление и хранение групповой совмещенной максимальной мощности за период не менее 13 месяцев;

передачу индивидуальных (по счетчикам) и групповых (по объекту) данных учета на верхние уровни АСКУЭ по запросу с этих уровней;

ведение журнала событий УСПД с регистрацией в нем последовательности следующих событий за период регистрации (длительность периода регистрации рекомендуется выбирать из ряда 1,2,3,6 или 12 месяцев): 1) общее количество отключений питающего напряжения УСПД и суммарная длительность его отсутствия, 2) общее количество сеансов связи с каждым счетчиком, в том числе количество и процент успешных сеансов, завершившихся получением от счетчиков данных учета, 3) количество попыток несанкционированного доступа к УСПД путем ввода неверного пароля и три последние попытки ввода с указанием времени и даты их осуществления, 4) количество перепрограммирований и изменений параметров УСПД с указанием времени и даты осуществления трех последних, указанием паролей, по которому они были выполнены, и типов операций перепрограммирования, которые были произведены, 5) общее количество команд синхронизации времени, поступивших с верхнего уровня системы учета с фиксацией суммарно величины коррекции времени, 6) перечень нештатных ситуаций, выявленных по результатам самодиагностики с фиксацией номера ситуации, ее даты и времени появления.

Должен быть обеспечен дистанционный доступ к журналу событий УСПД с верхнего уровня системы учета.

98. В случае наличия в эксплуатации у промышленных потребителей действующих систем расчетного учета, не отвечающих требованиям настоящих Правил, допускается по согласованию с энергоснабжающей организацией временно, на определенный переходной период использовать действующие системы учета, предусмотрев в договоре на электронабжение конкретные сроки замены устаревших систем учета новыми системами учета, отвечающими требованиям настоящих Правил.

Создание (проектирование, приобретение, монтаж, эксплуатация) новых систем учета потребителей должно осуществляться в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

Рекомендуется создавать промышленному потребителю наряду с системой расчетного учета и систему технического учета электроэнергии. Средства технического учета рекомендуется устанавливать в отдельных зданиях, цехах, участках, на энергоемких электроустановках и других объектах с целью контроля за соблюдением норм расхода электроэнергии и снижения непроизводительных потерь электроэнергии.

Детальные требования к системам расчетного учета потребителей должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, утвержденные или согласованные энергоснабжающими организациями.

ГЛАВА 10

УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЖИЛИЩНОМ ФОНДЕ И НЕПРОМЫШЛЕННОЙ СФЕРЕ

99. Учет активной электроэнергии в электроустановках в жилищном фонде и в непромышленной сфере должен производиться соответствующими системами расчетного учета (АСКУЭ быт), реализуемыми согласно общим требованиям настоящих Правил.

Учет электроэнергии вне систем учета с использованием только приборов локального учета регламентируется в пунктах 6, 100, 106 настоящих Правил.

100. Системы учета многоквартирных жилых домов должны создаваться для домов, имеющих двадцать и более квартир. Для многоквартирных жилых домов с меньшим количеством квартир разрешается устанавливать приборы локального учета, общие требования к которым аналогичны требованиям к приборам учета, устанавливаемым в системах учета.

Системы учета многоквартирных жилых домов должны строиться по трехуровневым схемам. Они должны содержать на своих нижних уровнях квартирные расчетные однофазные многотарифные и общедомовые (для учета электроэнергии, расходуемой в местах общего пользования: на освещение лестничных клеток, работу лифтов, насосов и т.п.) расчетные трехфазные многотарифные электронные счетчики с цифровыми интерфейсами, а также балансные (расчетные или контрольные) трехфазные многотарифные электронные счетчики с цифровыми интерфейсами. На втором уровне систем учета устанавливаются общедомовые или общеподъездные УСПД, а третий уровень образуют центры сбора и обработки данных энергоснабжающих организаций.

Балансные счетчики (вместе с соответствующими измерительными трансформаторами) как средства группового учета должны устанавливаться на границе балансовой принадлежности распределительных сетей, обслуживаемых жилищно-эксплуатационными организациями, и питающих сетей энергоснабжающей организации

Контрольные балансные счетчики обеспечивают учет суммарного электропотребления всех электроустановок многоквартирного жилого дома как единого инженерного комплекса и предназначены для контроля общедомового баланса, определения технологического расхода и потерь электроэнергии в домовых сетях (распределительных и групповых).

Расчетные балансные счетчики предназначены для группового расчета энергоснабжающей организации с организацией, представляющей интересы жильцов многоквартирного жилого дома как единого субъекта учета - жилищной организацией: товариществом собственников, организацией граждан-застройщиков, жилищно-строительным кооперативом или другой организацией, определенной действующим законодательством.

В многоквартирных жилых домах, содержащих отдельные квартиры повышенной комфортности с повышенным потреблением электроэнергии, при наличии в них трехфазных вводов, устанавливаются трехфазные счетчики, а также дополнительные однофазные или трехфазные счетчики для учета электроэнергии, используемой внутри таких квартир на цели электронагрева.

Квартирные и, общедомовые счетчики многоквартирных жилых домов должны подключаться по своим цифровым интерфейсам (непосредственно или через общеподъездые УСПД) к - общедомовым УСПД. Общеподъездные УСПД (их использование целесообразно в домах повышенной этажности и при большом количестве подъездов) должны передавать данные учета на общедомовые УСПД, а последние - на верхние уровни систем учета в центры сбора и обработки данных (ЦСОД) энергоснабжающей или жилищной организации.

101. Общедомовые (общеподъездные) УСПД должны круглосуточно в автоматическом режиме и с заданной программируемой периодичностью собирать данные учета с квартирных, и общедомовых счетчиков, накапливать их в своих базах данных в энергонезависимой памяти и передавать на верхние уровни систем учета в ЦСОД. Глубину накопления суточных расходов электроэнергии (в целом за сутки и по тарифным зонам) по каждому каналу учета следует выбирать для УСПД длительностью не менее 45 суток.

Передача данных на эти уровни должна производиться по запросу (или инициативно, в случае передачи информации об аварийных событиях), дистанционно по каналу связи или локально на переносное средство приборного учета (например, пульт инспектора энергосбытовой организации), подключаемое к общедомовому УСПД с помощью проводных или беспроводных средств связи.

В качестве каналов связи для дистанционной передачи данных учета с общедомовых УСПД на верхний уровень систем учета следует использовать различные проводные (выделенные и коммутируемые телефонные линии) и беспроводные (радиоканалы, каналы мобильной сотовой связи и другие) каналы связи.

Для сбора данных с однофазных и трехфазных счетчиков в системе учета на уровень УСПД, в целях снижения затрат на инфраструктуру связи и повышения ее устойчивости к повреждениям, рекомендуется использовать силовые сети напряжением 0,4 кВ.

Для подключения счетчиков к общедомовым (общеподъездным) УСПД разрешается использовать отдельные проводные линии (информационные шины), проложенные в виде специальных кабелей связи в подъездных секциях между этажами и между секциями МЖД. Использование для указанных подключений других внутридомовых информационных сетей (телевизионных, сетей охранной и пожарной сигнализации и т.д.) допускается только по соглашению с собственниками этих информационных сетей и по согласованию с энергоснабжающей организацией.

Вид применяемых каналов связи, периодичность и объемы запрашиваемой информации на нижнем и верхнем уровнях системы учета определяются требованиями к этим системам со стороны энергоснабжающих организаций. Автоматический дистанционный сбор данных учета со счетчиков на УСПД внутри общедомовых систем учета рекомендуется осуществлять в часовом цикле, а сбор с УСПД на верхний уровень систем учета - в суточном цикле (преимущественно в ночное время или время минимальной стоимости трафика передачи).

Разрешается подключение к общедомовым (общеподъездным) УСПД терминалов, устанавливаемых на первых этажах секций многоквартирных жилых домов, для доступа жильцов и представителей энергоснабжающей организации к данным учета, а также другим сервисным данным. Терминалы, содержащие дисплей, клавиатуру и средства санкционирования доступа, должны иметь вандалоустойчивое исполнение.

Общедомовые (общеподъездные) УСПД должны устанавливаться в щитовой одной из секций многоквартирного жилого дома. Разрешается устанавливать общедомовые (общеподъездные) УСПД в помещении трансформаторных подстанций или щитах ВРУ.

Общие требования к УСПД приведены в главе 5 настоящих Правил.

102. В системах учета многоквартирных жилых домов должны использоваться многотарифные (не менее 4 тарифов) электронные однофазные и трехфазные счетчики класса точности не ниже 1,0 с цифровыми интерфейсами. Балансные счетчики должны иметь класс точности 1,0.

Трехфазные квартирные и общедомовые счетчики должны подключаться в точки учета сети непосредственно (без измерительных ТТ) при максимальных токах нагрузки в точках учета до 80 А. При более высоких токах нагрузки должны использоваться счетчики трансформаторного включения по току и соответствующие измерительные ТТ класса точности не ниже 0,5S.

Квартирные счетчики должны устанавливаться вне квартир, в запираемых этажных щитках вандалоустойчивого исполнения, имеющих смотровые окна для визуального контроля жильцами данных учета по табло счетчиков. В случае использования в счетчиках клавиш для выбора на просмотр данных учета рекомендуется в щитках обеспечить доступ к этим клавишам. Разрешается установка счетчиков в прихожих квартир при условии их дистанционного подключения к системе учета.

В рамках систем учета каждого многоквартирного жилого дома должны использоваться однофазные квартирные счетчики одного типа, имеющие одинаковые цифровые интерфейсы и протоколы обмена данными по этим интерфейсам. Рекомендуется использовать трехфазные общедомовые и балансные счетчики с аналогичными цифровыми интерфейсами и протоколами. В пределах систем учета каждого многоквартирного жилого дома и жилого района, в целях унификации и снижения эксплуатационных затрат, рекомендуется использовать счетчики одного изготовителя (при условии обеспечения этим изготовителем всей требуемой номенклатуры типов счетчиков).

В системах учета многоквартирных жилых домов не разрешается использовать счетчики с импульсной передачей приращений энергии по телеметрическим выходам на общедомовые (общеподъездые) УСПД, а также протоколы односторонней (симплексной, вне интерактивной процедуры “запрос-ответ”) передачи данных со счетчиков на УСПД в штатном режиме работы.

Системы учета должны обеспечивать синхронизацию времени во всех счетчиках и УСПД, входящих в состав системы, по сигналам точного времени или иным образом.

Трехфазные и однофазные расчетные счетчики должны соответствовать общим требованиям к счетчикам, указанным в главе 4 настоящих Правил (в частности, требованиям пп.45-54). Дополнительно однофазные счетчики должны обеспечить выполнение следующих условий и функций:

наличие в счетчике гальванически развязанного порта для настройки и параметризации счетчика;

наличие в счетчике электронного табло (при условии, что отображение данных является встроенной функцией счетчика как элемента системы учета) с возможностью отображение на нем данных учета с числом десятичных разрядов не менее восьми, в том числе до запятой два разряда (при отображении накоплений энергии в диапазоне менее 100 кВт·ч в формате с фиксированной запятой);

хранение значений общего (с момента установки счетчика и его начального показания) и тарифного по зонам потребления электроэнергии не менее чем за 13 последних месяцев (включая текущий, на начало каждого месяца) суммарно нарастающим итогом и в отдельности по каждому месяцу;

ведение журнала событий с регистрацией в нем последовательности следующих событий за период регистрации (длительность периода регистрации рекомендуется программировать из ряда 1, 2, 3, 6 или 12 месяцев): 1) общее количество отключений напряжения и суммарная длительность его отсутствия, 2) три последних отключения напряжения с указанием времени и даты их начала и окончания, 3) количество попыток несанкционированного доступа к счетчику путем ввода неверного пароля и три последние попытки ввода с указанием времени и даты их осуществления, 4) количество перепрограммирований счетчика с указанием времени и даты осуществления трех последних.

103. Для многоквартирных жилых домов, общественных и других зданий и сооружений, в которых размещены потребители непромышленой сферы, обособленные в административно-хозяйственном отношении (ателье, магазины, мастерские, склады, жилищно-эксплуатационные конторы и т.д.) - непромышленные потребители, должны устанавливаться для каждого такого потребителя отдельные расчетные счетчики, которые должны подключаться на нижнем уровне к системе учета электроэнергии многоквартирного жилого дома.

При наличии в многоквартирном жилом доме только локального расчетного учета электроэнергии и отсутствии систем учета, учет непромышленных потребителей, также остается локальным.

Для непромышленных потребителей рекомендуется использовать счетчики с функцией оплаты за потребленную электроэнергию с передачей данных учета в энергоснабжающую или расчетную организацию (например, расчетно-кассовый центр - РКЦ) посредством переносного средства приборного учета (например, твердотельного электронного ключа или смарт-карты).

Требования к расчетным счетчикам указанных потребителей должны соответствовать требованиям главы 4 настоящих Правил.

104. Для общественных зданий с размещенными в них различными непромышленными потребителями, должна создаваться система учета, аналогичная АСКУЭ МЖД.

Требования к таким системам учета аналогичны вышеизложенным.

105. Система учета индивидуального жилого дома должна содержать на каждый дом один однофазный или трехфазный (в зависимости от технических условий, выданных энергоснабжающей организацией) электронные счетчики с цифровыми интерфейсами с возможностью дистанционного (с верхнего уровня АСКУЭ) или локального (с портативного пульта инспектора) доступа к данным учета этих счетчиков. В случае локального доступа к данным учета счетчиков допускается, по согласованию с энергоснабжающей организацией, использовать только гальванически развязанные (оптические) интерфейсы.

Дополнительно к основному счетчику, в случаях предусмотренных нормативно-правовыми актами, должны устанавливаться однофазный или трехфазный счетчики для учета электроэнергии, используемой внутри индивидуального жилого дома для целей электронагрева. К дополнительному счетчику должен быть обеспечен дистанционный доступ с верхнего уровня системы учета, если он устанавливается внутри домовладения. При установке этого счетчика вне пределов домовладения допускается к нему локальный доступ.

Для системы учета индивидуального жилого дома разрешается использовать счетчики с функцией оплаты за потребляемую электроэнергию с передачей данных к энергоснабжающую или кассово-расчетный центр (КРЦ) посредством переносного средства приборного учета (твердотельного электронного ключа или смарт-карты).

Счетчики индивидуального жилого дома должны устанавливаться на границе территории домовладения в отдельном запираемом шкафу вандалоустойчивого исполнения, исключающем доступ случайных лиц, но обеспечивающем доступ работникам энергоснабжающей организации, и имеющем, при необходимости, электрообогрев прибора учета в зимнее время (цепи питания элемента обогрева счетчика должны подключаться через счетчик). По согласованию с энергоснабжающей организацией допускается располагать шкафы учета на наружной стене индивидуального жилого дома на территории домолвладения.

В том случае, если счетчики имеют встроенное средство беспроводной дистанционной связи, позволяющей осуществлять дистанционный сбор данных учета, разрешается их устанавливать, по согласованию с энергоснабжающей организацией, внутри помещения индивидуального жилого дома.

Сбор данных со счетчиков на верхний уровень системы учета рекомендуется производить одним из следующих способов: а) дистанционно по каналу беспроводной связи (например, близкодействующей радиосвязи, сотовой связи) или каналу связи, организованному по линии электропередачи, б) локально через подключение переносного средства приборного учета к разъему счетчика (через цифровой интерфейс или оптопорт), в) локально через переносное расчетное средство приборного учета (смарт-карту или твердотельный электронный ключ потребителя).

106. Для расчетного учета в индивидуальных жилых домах с разрешенной к использованию мощностью до 3,5 кВт включительно, на строительных площадках объектов промышленного и гражданского строительства с разрешенной к использованию мощностью до 20 кВА включительно, а также на объектах временного, либо сезонного режима работы (детские оздоровительные лагеря, турбазы и т.д.) с разрешенной к использованию мощностью до 40 кВА включительно, допускается использовать индукционные счетчики (на ток 5-17А класса точности не ниже 2,0) и локальный учет электроэнергии на их основе (без создания систем учета).

107. Для потребителей непромышленной сферы (киоски, ларьки и т.п.) система учета должна строиться на базе счетчиков с функциями ограничения нагрузки по мощности и оплаты за потребленную электроэнергию с передачей данных в энергоснабжающую организацию или расчетную организацию дистанционно или посредством переносных расчетных средств приборного учета (твердотельных электронных ключей или смарт-карт). Вид передачи данных определяет энергоснабжающая организация.

108. Верхние уровни систем учета жилищно-коммунальной и непромышленной сферы (центры сбора и обработки данных учета - далее центры) должны позволять собирать и обрабатывать данные учета, поступающие дистанционно по каналам связи и (или) локально с переносных средств приборного учета.

Центры должны создаваться в энергоснабжающих организациях и их филиалах.

Центры должны быть реализованы на основе корпоративных вычислительных сетей (КВС) и оборудованы коммуникационными серверами, серверами баз данных и, если необходимо, серверами иного назначения, а также автоматизированными рабочими местами (АРМ) клиентов, через которые должны осуществляться операции с потребителями по расчетам за потребленную электроэнергию и сервисному обслуживанию.

Центры должны обеспечивать дистанционную связь в режиме реального времени по соответствующим каналам связи с нижними уровнями систем учета (МЖД, ИЖД, общественными зданиями и другими объектами учета), коррекцию единого времени в системах учета, параметрирование счетчиков, а также просмотр, анализ, обработку и рассылку данных учета с использованием WEB- технологий.

Детальные требования к структуре и функциям центров должны определяться в заданиях на разработку проектов систем учета, создаваемых в составе областных энергосистем.

109. К установке и размещению приборов расчетного учета на объектах жилищно-коммунальной и непромышленной сферы предъявляются следующие требования.

В общественных зданиях счетчики расчетного учета должны устанавливаться на границах балансовой принадлежности электросетей энергоснабжающей организации и потребителей во ВРУ, расположенном, как правило, в электрощитовом помещении, размещаемом на первом этаже. При наличии встроенных или пристроенных трансформаторных подстанций, мощность которых полностью используется потребителями данного здания, счетчики расчетного учета должны устанавливаться в ячейках вводов силовых трансформаторов распределительных устройств 0,4 кВ.

Приборы учета разных абонентов, размещенные в одном здании, разрешается устанавливать в одном общем помещении. По согласованию с энергоснабжающей организацией расчетные счетчики могут устанавливаться у одного из потребителей, от ВРУ которого питаются прочие потребители, размещенные в данном здании. При этом на вводах питающих линий в помещениях этих прочих потребителей следует устанавливать счетчики для расчетов с основным потребителем электроэнергии.

Счетчики расчетного учета для общедомовой нагрузки жилых зданий (освещение лестничных клеток, работа лифтов, дворовые освещения и т. п.) следует устанавливать в шкафах ВРУ или на панелях главных распределительных щитов (ГРЩ).

Расчетные квартирные счетчики следует размещать совместно с аппаратами защиты (предохранителями, автоматическими выключателями после счетчика) и ручными выключателями до счетчиков (отключающий аппарат должен быть опломбирован) в общих (групповых) квартирных щитках.

Квартирные щитки следует размещать на лестничной клетке, в холле или в общем поэтажном коридоре. Квартирные щитки следует устанавливать, как правило, в нишах, если это допускается строительной конструкцией здания. Квартирные щитки при установке на лестничной клетке должны располагаться в запираемых шкафах с проемами для визуального контроля работы счетчика и снятия его показаний. При применении счетчиков с кнопками управления конструкция щитков должна обеспечить безопасный доступ к кнопкам.

После счетчика, включенного непосредственно в питающую сеть, должен быть установлен аппарат защиты. Он должен устанавливаться возможно ближе к счетчику, не далее чем на расстоянии 10 м по длине электропроводки. Если после счетчика каждая линия снабжена аппаратами защиты, установка общего аппарата защиты не требуется.

Перед счетчиком должно быть установлено отключающее устройство в виде рубильника или двухполюсного выключателя для безопасной замены счетчика с обязательной защитой от несанкционированного доступа (в отдельном запираемом отсеке или в общем отсеке с защитной, подлежащей пломбированию, крышкой). Отключающий аппарат для замены счетчика должен устанавливаться на расстоянии не более 10 метров от счетчика (по длине электропроводки). Использование выключателя автоматического в качестве отключающего аппарата, установленного до счетчика, не допускается.

Квартирные щитки могут устанавливаться в прихожих квартир при условии их дистанционного подключения к АСКУЭ многоквартирного жилого дома.

110. Более детальные требования к системам расчетного учета рассмотренной сферы должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, согласованные энергоснабжающими организациями

ГЛАВА 11

УЧЕТ РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

111. Расчетный и технический учет реактивной электроэнергии и (или) мощности в электроустановках должен производиться в рамках систем учета объектов за счет установки в точках учета, в которых требуется учет реактивной электроэнергии и (или) мощности, электронных счетчиков совместного учета активной и реактивной энергии и (или) мощности, в том числе, в случае необходимости, прямого и обратного потоков.

Учет реактивной электроэнергии и (или) мощности должен производиться для контроля за фактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии и (или) мощности потребителями, контроля перетоков реактивной электроэнергии и (или) мощности по межсистемным линиям электропередачи, для получения информации о реактивной электроэнергии и (или) мощности, генерируемой или потребляемой генераторами электростанций, компенсирующими устройствами, а также о реактивной электроэнергии и (или) мощности, передаваемой с шин среднего и низшего напряжений этих подстанций.

Счетчиками расчетного учета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые для определения величины потребления или генерации реактивной электроэнергии, а также счетчики, используемые для контроля перетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи, по которым на договорной основе ведется оплата за реактивную электроэнергию.

Счетчиками технического учета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые для решения технико-экономических задач расчета и анализа установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях и оптимизации установившихся режимов по реактивной электроэнергии, выбора компенсирующих устройств, режимов их работы и мест установки в электрических сетях.

Счетчики активной и реактивной электроэнергии следует устанавливать для потребителей с присоединенной мощностью 250 кВА и выше, а также с разрешенной к использованию, согласно техническим условиям на электроснабжение, активной мощностью 100 кВт и выше. Если со стороны предприятия и с согласия энергоснабжающей организации производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, то следует устанавливать расчетные счетчики прямого и обратного потока по реактивной энергии.

Порядок контроля за фактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями определяется в соответствующих нормативных правовых актах ("Правилах электроснабжения", Декларации по тарифам и т.д.).

112. Счетчики расчетного учета с функцией учета реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

для тех же элементов схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

для присоединений источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы:

для присоединений источников реактивной мощности энергосистем — синхронных компенсаторов, генераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, и батарей статических конденсаторов мощностью более 2 МВАр.

Если со стороны предприятий и при согласии энергоснабжающей организации производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать расчетный счетчик активной-реактивной электроэнергии прямого и обратного потока. Во всех других случаях должен устанавливаться счетчик активной-реактивной электроэнергии одного направления.

113. Учет реактивной электроэнергии, генерируемой или потребляемой, должен осуществляться расчетными счетчиками класса точности по реактивной энергии не ниже 1.0.

Счетчики должны позволять измерять реактивную энергию на выделенных временных интервалах, совпадающих с интервалами активной энергии и мощности. Счетчики должны обеспечивать формирование и хранение суточных усредненных (на интервалах 3, 15, 30 или 60 минут) значений реактивной мощности.

ГЛАВА12

ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

114. Единство и неразрывность технологического оборота электроэнергии требует обеспечения электромагнитной совместимости электрических сетей всех участников этого процесса в общих точках присоединения их электроустановок. Уровень электромагнитной совместимости для электромагнитных помех, распространяющихся по элементам сети – кондуктивных помех, определяется показателями и нормами качества (КЭ) электрической энергии. Требования к качеству электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения устанавливаются межгосударственными стандартами.

Основными показателями КЭ являются установившееся отклонение напряжения, размах изменения напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент i-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной и по нулевой последовательностям, отклонение частоты, длительность провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения. По показателям КЭ устанавливаются два вида норм: нормально допустимые и предельно допустимые.

Качество электроэнергии требует знания параметров электросети: мгновенных пофазных значений тока и напряжения, коэффициента мощности.

115. Измерение показателей качества КЭ должны быть обязательной составной частью расчетного учета на объектах электроэнергетики и у потребителей.

Показатели и нормы КЭ подлежат включению в технические условия на присоединение потребителей, на создание систем учета и в договора на пользование электрической энергией между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии.

Реализация измерения параметров КЭ в системе расчетного учета должна производиться техническими средствами, прошедшими процедуру утверждения типа средств измерений или метрологическую аттестацию средств измерений.

Измерение параметров КЭ должен производиться в рамках системы учета объекта или субъекта учета с периодичностью, определяемой требованиями к конкретной системе учета.

116. Требования стандартов к показателям и нормам качества электроэнергии, сформулированные для систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках присоединения приемников электрической энергии или электрических сетей, находящихся в собственности различных потребителей электрической энергии, распространяются на сети и другого назначения (магистральные и распределительные).

ГЛАВА13

ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫХ ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

117. Межгосударственные перетоки электроэнергии - это перетоки электроэнергии и мощности по магистральным и другим линиям электропередачи всех уровней напряжений, соединяющим Белорусскую энергосистему и энергосистемы соседних государств.

Расчетный учет межгосударственных перетоков должен производиться системой учета межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации (АСКУЭ ММПГ) на объектах Белорусской энергосистемы, реализуемой согласно общим требованиям настоящих Правил, если это не противоречит другим межгосударственным соглашениям.

118. На всех межгосударственных линиях электропередачи должны быть установлены расчетные счетчики с обеих сторон каждой линии в точках их присоединения к соответствующим переточным подстанциям сопредельных энергосистем.

Счетчики на стороне поставщика (экспортера, продавца) электроэнергии являются расчетными, а на стороне покупателя (импортера) – контрольными. В случае двунаправленных перетоков расчетными являются обе группы счетчикаов.

Технологический расход электроэнергии на ее транспорт в линии межгосударственного перетока измеряется или определяется в соответствии с утвержденной методикой по показаниям счетчиков, установленных на разных концах линии. Порядок отнесения технологического расхода электроэнергии на ту или иную сторону определяется контрактом между ними.

119. На межгосударственных линиях электропередачи всех классов напряжений выше 10 кВ и на линиях межсистемных перетоков напряжением 110-750 кВ с годовым несальдированным перетоком более 100 млн. кВтч должны устанавливаться на каждом конце линии два рабочих счетчика – основной и дублирующий (счетчик-дублер). Все счетчики (основной и дублер, а также счетчики на ближнем и дальнем концах линии электропередачи) должны быть одного класса точности.

Данные учета основного и дублирующего счетчика должны рассматриваться как равнопредставительные, а расхождения между ними, превышающие максимальную относительную погрешность счетчика, должны быть причиной разбирательства сторон.

Типы основного и дублирующего счетчиков должны быть согласованы сторонами.

120. Счетчики, устанавливаемые на межгосударственных линиях электропередачи, должны удовлетворять требованиям главы 4 настоящих Правил, а также следующим дополнительным требованиям.

Должны применяться электронные трехфазные трехэлементные счетчики трансформаторного включения с измерением активной и реактивной электроэнергии и мощности в прямом и обратном направлениях перетока.

Счетчики должны обеспечивать метрологически аттестованные измерения параметров сети и показателей качества энергии в объеме показателей, согласованных сторонами, а также учет технологического расхода электроэнергии на ее транспорт по межгосударственным линиям электропередачи.

Счетчики, устанавливаемые на линиях электропередачи высокого (110 кВ и выше) и сверхвысокого (500 кВ и выше) напряжения должны иметь класс точности 0,2S, на линиях среднего напряжения (от 6-10 кВ до 35 кВ) – класс не хуже 0,5S.

Для дистанционной передачи данных измерений и учета на верхние уровни систем учета счетчики должны иметь цифровые интерфейсы (типа RS-485, RS-232, Ethernet, ИРПС или другие), а также числоимпульсный интерфейс (DIN 43864) для поверки счетчиков. Для настройки и параметризации счетчики должны иметь оптический или иной не гальванического подключения порт.

Рекомендуется устанавливать счетчики, которые позволяют учитывать реальные погрешности измерительных трансформаторов в конкретных точках учета путем занесения фактических токовых и угловых погрешностей, полученных на основе поверки трансформаторов по месту их установки с помощью мобильных поверочных лабораторий, в нормативную часть базы данных счетчиков и автоматической коррекции измеренных значений электроэнергии и мощности по введенным погрешностям. Алгоритм коррекции показаний счетчиков должен быть аттестован в установленном порядке.

121. В точках учета на межгосударственных линиях электропередачи должны применяться трехфазные измерительные ТТ и ТН или однофазные трансформаторы, устанавливаемые в каждой из трех фаз. Измерительные трансформаторы должны удовлетворять общим требованиям, изложенным в главе 3 настоящих Правил, а также дополнительным требованиям, приведенным ниже.

Эксплуатационная документация на измерительные ТТ и ТН должна иметь указания о зависимости погрешностей трансформаторов от следующих влияющих факторов: а) первичного тока (напряжения), б) сопротивления (мощности) вторичной нагрузки, в) частоты сети, г) температуры окружающей среды, д) частоты и интенсивности вибраций.

Необходимо обеспечить симметричную нагрузку ТТ и ТН. При установке измерительных трансформаторов должен быть реализован свободный доступ к ним обслуживающему персоналу с измерительным оборудованием для выполнения измерений характеристик измерительных трансформаторов на местах их эксплуатации.

Измерительные ТН, устанавливаемые в точках межгосударственного учета на линиях высокого и сверхвысокого напряжения (более 110 кВ) должны иметь класс точности 0,2, а на линиях среднего напряжения (выше 6 кВ) – класс точности не хуже 0,5 .

Измерительные ТТ на генераторах, межгосударственных перетоках всех классов напряжений выше 10 кВ и на межсистемных перетоках напряжением 110 кВ и выше должны иметь класс точности 0,2S. Для линий электропередачи более низкого напряжения ТТ должны иметь класс точности не хуже 0,5S.

Каждый счетчик должен подключаться к отдельной вторичной измерительной обмотке ТТ. Не допускается перегрузка вторичной обмотки трансформатора тока выше ее номинальной мощности.

Подключение ко вторичной обмотке измерительного ТТ, к которой присоединена последовательная цепь счетчика, каких-либо других измерительных приборов, а также средств релейной защиты и автоматики, запрещается.

Использование вторичных обмоток релейной защиты измерительных ТТ для подключения счетчиков не разрешается.

По согласованию сторон, при использовании основного и дублирующего счетчиков на номинальный ток 1А, допускается их последовательное включение в одну вторичную измерительную обмотку ТТ.

122. Расчетный учет по межгосударственным перетокам должен быть реализован как составная часть единой системы автоматизированного учета – АСКУЭ ММПГ, содержащей на нижнем уровне ряд систем учета переточных подстанций Белорусской энергосистемы (БЭ) с межгосударственными перетоками, а на верхнем уровне – корпоративную вычислительную сеть (КВС) оператора расчетного учета (ОРУ) БЭ или другого субъекта, выполняющего задачи управления коммерческого оборота электроэнергии в рамках АСКУЭ ММПГ, с соответствующим центром сбора и обработки данных (далее - центр), а также центры соответствующих РУП-облэнерго.

Доступ ОРУ БЭ с верхнего уровня к данным систем учета нижнего уровня всех переточных подстанций должен производиться по интранет-технологиям с использованием пространства интранет-адресов (IP-адресов) в рамках АСКУЭ ММПГ и АСКУЭ-облэнерго.

Недопустимо (по соображениям безопасности и не гарантированной поставки данных учета) использовать для этих целей публичный Интернет или публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

АСКУЭ ММПГ должна позволять передавать данные расчетного учета межгосударственных перетоков в системы учета энергосистем сопредельных государств с использованием Интернета или других технологий. По соглашению сторон разрешается использовать для этих целей публичный Интернет и публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

123. АСКУЭ каждой переточной подстанции, содержащей межгосударственные перетоки, должна строиться как двух- или трехуровневая система, использующая на нижнем уровне первичные средства учета (измерительные трансформаторы, счетчики), на среднем уровне – специализированные вторичные средства учета (УСПД). Рекомендуется использовать на верхнем уровне для обслуживаемых подстанций – локальную вычислительную сеть объекта учета.

Передача данных расчетного учета с системы учета подстанции на верхний уровень АСКУЭ в центры ОРУ БЭ и областные республиканские унитарные предприятия электроэнергетики (далее РУП-облэнерго) разрешается только с первичных и (или) специализированных вторичных средств учета. В случае установки на подстанции счетчиков, способных выполнять функции группового сбора данных УСПД, допускается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на подстанции отдельного УСПД.

Связь между системами учета подстанций и уровнем ОРУ БЭ и РУП-облэнерго должна строиться на основе быстродействующих каналов связи, включая выделенные собственные или арендованные проводные каналы, волоконно-оптические и радиоканалы.

Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ ММПГ в центры следует использовать не менее двух каналов связи: основной и резервный.

124. Системы учета должны работать в реальном времени и в автоматическом режиме передавать (принимать) информацию в базы данных центров.

Дискретность автоматического сбора данных с нижнего уровня систем учета подстанций на верхний уровень ОРУ БЭ и РУП-облэнерго должна выбираться из диапазона 3,6,15,30 или 60 минут. Следует, в целях эффективного контроля усредненных получасовых или часовых мощностей суточных графиков мощностей, производить сбор данных с дискретностью 3 мин.

Верхний уровень АСКУЭ ММПГ и систем учета каждой подстанции должны обеспечивать своей технической реализацией и используемыми протоколами передачи данных минимальные задержки передачи данных расчетного учета с нижнего уровня на верхний. Максимальная задержка получения данных расчетного учета в этом режиме от всех переточных подстанций на уровне центров ОРУ БЭ и РУП-облэнерго не должна превышать 50% от интервала автоматического сбора данных.

Система должна гарантировать сбор данных от всех счетчиков, зарегистрированных в базе данных центров. Очередной цикл опроса считается законченным, когда данные всех опрашиваемых счетчиков помещаются в базы данных соответствующих центров.

125. Система учета должна позволять запрашивать с уровня ОРКУ БЭ данные расчетного учета систем учета переточных подстанций в режиме запроса оператора или ином режиме, отличном от периодического автоматического запроса, непосредственно с первичных средств учета. Разрешается реализация такого опроса транзитом через вторичные специализированные средства учета.

Система учета должна позволять получать на уровне ОРУ БЭ и РУП-облэнерго, помимо данных расчетного учета, диагностическую информацию систем учета переточных подстанций, свидетельствующую о техническом состоянии первичных и вторичных средств учета, а также другую информацию, влияющую на оценку достоверности данных коммерческого учета.

Все системы учета переточных подстанций должны работать в едином масштабе времени и синхронизироваться от источника точного времени. Максимальное отклонение текущего времени любого средства учета АСКУЭ ММПГ от точного времени не должно превышать в любой момент времени ± 5 с.

Рекомендуется независимая синхронизация всех средств АСКУЭ ММПГ от радиосигнала источника точного времени. Допускается синхронизация систем учета переточных подстанций с уровня ОРУ БЭ или РУП-облэнерго по каналам связи.

126. Дополнительные условия учета электроэнергии и мощности, их потерь, а также другие вопросы, связанные с расчетным учетом и особенностями учета межгосударственных перетоков, должны определяться на основе технического задания на создание АСКУЭ ММПГ и с учетом требований других сторон, участвующих в межгосударственных контрактных поставках электроэнергии и мощности.

ГЛАВА14

ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБЛАСТНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

127. Межсистемные перетоки электроэнергии и мощности осуществляются внутри Белорусской энергосистемы по магистральным и другим линиям электропередачи всех уровней напряжений, соединяющих областные (региональные) энергосистемы.

Расчетный учет межсистемных перетоков должен производиться одновременно как в АСКУЭ ММПГ, так и в АСКУЭ-облэнерго. По расчетному учету межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации АСКУЭ-облэнерго должны быть совместимы на уровне протоколов связи и обмена данными с АСКУЭ ММПГ и строиться согласно общим требованиям настоящих Правил и в соответствии с проектами, согласованными энергоснабжающими организациями.

В рамках АСКУЭ-облэнерго должен быть реализован дополнительно расчетный учет электроэнергии и мощности по всем субъектам и объектам энергосистемы - ФЭС, РЭС, электростанциям, переточным, транзитным и тупиковым подстанциям, а также учет по потребителям всех видов и групп за счет совместной работы АСКУЭ-облэнерго с соответствующими АСКУЭ-промышленность и АСКУЭ-быт региона.

Сечения расчетного учета электроэнергии и мощности в РУП-облэнерго должны выполняться по границам балансовой принадлежности сетей всех субъектов РУП-облэнерго и потребителей.

128. Каждая АСКУЭ-облэнерго должна строиться как единая система, содержащая на нижнем уровне множество систем расчетного учета отдельных субъектов энергосистемы (электросетей и электростанций) и потребителей, а на верхнем уровне – корпоративную вычислительную сеть (КВС) регионального оператора расчетного учета (РОРУ) или другого субъекта, выполняющего задачи управления коммерческим оборотом электроэнергии в АСКУЭ-облэнерго. Соответствующие системы учета субъектов энергосистемы должны содержать в рамках своих КВС центры сбора и обработки данных (далее - центры).

Доступ РОРКУ с верхнего уровня АСКУЭ-облэнерго к данным АСКУЭ нижнего уровня всех субъектов энергосистемы должен производиться по интранет-технологиям с использованием пространства интранет-адресов (IP- адресов) в рамках отраслевой региональной интранет-сети.

Недопустимо по соображениям безопасности и не гарантированной доставки данных учета использовать для этих целей публичный Интернет или публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

Доступ субъектов энергосистемы и пользователей к данным расчетного учета АСКУЭ-облэнерго должен производиться на договорной основе через РОРУ с использованием интернет-технологий. Допускается использовать в этих целях публичный Интернет и публичные сети операторов мобильной сотовой связи.

129. АСКУЭ субъектов энергосистемы, имеющих в сечении расчетного учета более одной точки учета, должны строиться как двух- или трехуровневые системы, имеющие на нижнем уровне расчетные первичные средства приборного учета (измерительные трансформаторы, счетчики), на среднем уровне – специализированные вторичные средства учета (УСПД) и на верхнем – КВС субъекта учета. В случае установки на объектах счетчиков, способных выполнять функции сбора данных УСПД, разрешается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на объекте отдельного УСПД.

Передача данных расчетного учета с системы учета субъекта на верхний уровень АСКУЭ-облэнерго допускается только с первичных и (или) специализированных вторичных средств учета (УСПД).

Связь между системами учета субъектов энергосистемы и уровнем РОРКУ должна строиться на основе быстродействующих каналов связи, включая выделенные собственные и арендуемые проводные каналы, волоконно-оптические и радиоканалы.

Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ-облэнерго в центры рекомендуется использовать не менее двух каналов связи: основной и резервный.

130. Сбор данных с нижних уровней АСКУЭ-облэнерго на верхние должен производиться в автоматическом режиме. Дискретность автоматического сбора данных с нижнего уровня АСКУЭ на уровень РОРУ должна выбираться из диапазона 3,6,15,30 или 60 минут. Рекомендуется производить сбор данных с дискретностью 3 мин в целях эффективного контроля усредненных получасовых или часовых мощностей суточного графика нагрузки по линии электропередачи.

АСКУЭ-облэнерго и каждого субъекта энергосистемы должны обеспечивать своей технической реализацией и используемыми протоколами передачи данных минимальные задержки передачи данных расчетного учета с нижнего уровня на верхний. Максимальная задержка получения данных учета на верхних уровнях АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы не должна превышать 50% от интервала автоматического сбора данных.

Система должна гарантировать сбор данных от всех счетчиков, зарегистрированных в базе данных РОРУ и субъектов энергосистемы. Цикл опроса считается законченным, когда данные всех опрашиваемых счетчиков помещаются в базу данных центра РОРУ и центров субъектов энергосистемы.

АСКУЭ-облэнерго должна позволять запрашивать с уровня РОРУ данные расчетного учета систем учета субъектов в режиме запроса оператора или ином режиме, отличном от периодического автоматического запроса, непосредственно с первичных средств учета. Разрешается реализация такого опроса транзитом через специализированные вторичные средства учета систем учета субъекта энергосистемы.

АСКУЭ-облэнерго должна позволять получать на уровне РОРУ, помимо данных расчетного учета, диагностическую информацию систем учета субъектов, свидетельствующую о техническом состоянии первичных и вторичных средств учета, а также другую информацию, влияющую на оценку достоверности данных учета.

АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы должны работать в едином масштабе времени и синхронизироваться от источников точного времени. Максимальное отклонение текущего времени любого средства учета систем учета от точного времени не должно превышать в любой момент времени ±5 с.

Рекомендуется независимая синхронизация всех средств АСКУЭ-облэнерго от радиосигнала источника точного времени. Разрешается синхронизация АСКУЭ субъектов энергосистемы с уровня РОРУ по каналам связи.

131. Общие требования к расчетным счетчикам АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы приведены в главе 4 настоящих Правил.

Общие требования к измерительным ТТ и ТН, используемым в АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы приведены в главе 3. Дополнительные требования к измерительным ТТ и ТН АСКУЭ-облэнерго аналогичны требованиям, изложенным в пункте 121 главы 13 настоящих Правил.

При создании АСКУЭ-облэнерго и субъектов энергосистемы следует стремиться к максимальной унификации решений на техническом (выбор ТТ, ТН, счетчиков, УСПД), информационном (выбор алгоритмов обработки и протоколов обмена данными) и программном (выбор баз данных и программных комплексов АСКУЭ) уровнях их реализации.

ГЛАВА 15

ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ, УСТАНОВКЕ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ

СРЕДСТВ ПРИБОРНОГО УЧЕТА

132. Средства первичного и вторичного учета различных субъектов электроэнергетики и пользователей должны размещаться в закрытых помещениях с рабочими климатическими условиями, указанными в эксплуатационной документации на соответствующие средства, в доступных для обслуживания и контроля местах, защищенных от вредных внешних воздействий (значительных перепадов температуры, влаги, пыли, агрессивной химической среды, вибраций, ударных нагрузок, ионизирующих и электромагнитных излучений и т.д.).

Общедомовые средства учета (балансные и общедомовые счетчики и т.д.) в многоквартирных жилых домах необходимо размещать в ВРУ, расположенном, как правило, в электрощитовом помещении на первом этаже здания.

Разрешается размещение средств учета в не отапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки, в том числе на открытых распределительных устройствах электростанций и подстанций и на опорах линий электропередачи (по согласованию с электросетевыми подразделенями энергоснабжающей организации) .

133. Первичные средства учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях с нормальной температурой окружающей среды. При отсутствии таких помещений, средства учета рекомендуется помещать в специальные шкафы, в которых должна поддерживаться указанная температура.

Первичные и специализированные вторичные средства учета электроэнергии должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стендах, имеющих жесткую конструкцию. Рекомендуется крепление этих средств в металлических защитных щитках.

Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8 - 1,7 м.

В местах, где имеется опасность механических повреждений средств учета или их загрязнения, а также в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т. п.), средства учета должны размещаться в запирающихся на замок шкафах с окошками на уровне табло средств учета для визуального контроля их показаний.

Рекомендуется устанавливать аналогичные шкафы и для совместного размещения трансформаторов тока, счетчиков и УСПД при выполнении учета у потребителей на стороне низшего напряжения (на вводах ).

Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока, а также к разъемам и интерфейсам УСПД. Должна быть обеспечена возможность удобной и безопасной замены приборов. Конструкция крепления приборов учета на панелях и в шкафах должна обеспечивать возможность их установки и съема с лицевой стороны.

134. Электропроводка к счетчикам и измерительным трансформаторам должны отвечать требованиям, приведенным в ПУЭ. В электропроводке к расчетным счетчикам не допускаются пайки и промежуточные соединения.

При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного и трансформаторного включения для безопасного проведения работ по проверке работы узла учета, снятия векторных диаграмм и измерений токовыми клещами необходимо оставлять около счетчиков концы длиной не менее 120 мм, вертикально расположенные от цоколя счетчика. Оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличную окраску или специальную метку, а фазных проводов - надлежащее соединение, расположение, надписи, маркировку, расцветку. Должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным их элементам, простота и наглядность.

Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 660 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10м коммутационным аппаратом или предохранителями (для счетчиков непосредственного включения) и - не более 2 м испытательной колодкой (для счетчиков трансформаторного включения). Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

Измерительные ТТ, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 660В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

135. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ.

При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

Расчетные счетчики должны иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на крышках клеммных колодок счетчика – пломбы энергоснабжающей организации. На измерительных трансформаторах должны быть клеймы госповерителя. Клеммные крышки вторичных обмоток низковольтных трансформаторов тока, двери ячеек с высоковольтными трансформаторами тока и трансформаторами напряжения, приводы разъединителей и автоматы вторичных цепей трансформаторов напряжения пломбируются энергоснабжающей организацией. На УСПД должна быть пломба энергоснабжающей организации.

Рекомендуется устанавливать вторичные средства учета, включая УСПД, модемы и блоки питания, в отдельные запираемые настенные шкафы, размещаемые внутри помещений электростанций, подстанций, щитовых и других объектов учета.

ГЛАВА 16

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДСТВ ПРИБОРНОГО УЧЕТА

136. Для каждой электроустановки должна быть утверждена в установленном порядке схема размещения приборов расчетного и технического учета, соответствующая полному вводу электроустановки в эксплуатацию в соответствии с проектом.

Для каждой электроустановки, введенной в эксплуатацию пусковым комплексом (очередью), должна быть утверждена временная схема размещения приборов расчетного и технического учета, соответствующая проекту на пусковой комплекс.

Каждый измерительный канал, введенный по нормальной или временной схеме размещения приборов расчетного и технического учета, должен иметь технический паспорт-протокол с указанием всех предельных значений суммы основной и дополнительной погрешности приборов учета и измерительного канала в целом в рабочих условиях эксплуатации (Приложение 9).

При приемке в эксплуатацию системы учета на объекте, а также при изменениях схемы и режимов работы, влияющих на точность учета, должны определяться относительные погрешности измерительных каналов. Если погрешности превышают допустимые, должны быть приняты меры по выявлению и устранению причин.

137. При выводе в ремонт одного из измерительных ТТ, включенных на сумму токов с другим трансформатором тока этого же присоединения, измерительный керн выводимого в ремонт трансформатора тока должен быть отсоединен от цепей учета.

Перестановка и замена приборов учета, установленных в соответствии с проектом, допустима только с согласия энергоснабжающей организации.

При проведении любого вида работ, связанных с изменением или нарушением схемы учета электроэнергии, а также в случаях снятия пломб энергоснабжающей организации, потребитель обязан перед началом работ письменно известить об этом энергоснабжающую организацию не менее чем за пять дней.

138. Измерительные трансформаторы и расчетные счетчики подлежат периодической поверке метрологическими службами, аккредитованными Госстандартом. Поверка осуществляется по утвержденным методикам поверки с использованием соответствующего поверочного оборудования.

Периодичность и объем поверки приборов учета должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов, в частности, установленным межповерочным интервалам.

Положительные результаты поверки приборов учета удостоверяются знаком поверки. Поверенные приборы учета должны иметь на креплении кожухов пломбы госповерителя. Пломбы энергоснабжающей организации устанавливаются на крышках зажимных коробок (клеммных крышках) приборов учета.

Нарушение пломб, установленных на приборах расчетного учета, лишает законной силы учет электроэнергии, переводя потребителя в разряд безучетного потребления.

Поверки приборов учета производятся в лабораторных условиях. В тех случаях, когда отсутствует возможность демонтажа приборов учета на месте установки и доставки их в лабораторию (например, для крупногабаритных высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения), разрешается производить поверку приборов учета по месту их установки. Периодичность и объем поверок приборов учета на месте их установки устанавливаются соответствующими методиками поверки.

Поверка на месте установки прибора учета, если это предусмотрено местной инструкцией, должна производиться госповерителем совместно с представителем энергоснабжающей организации и в присутствии лица, ответственного за учет электроэнергии на энергообъекте. Результаты поверки оформляются актом.

Персонал энергоснабжающей организации выполняет работы по проведению поверки приборов учета на объекте с соблюдением требований безопасности, изложенных в Правилах техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

Если при поверке на месте установки установлено, что погрешность прибора учета превышает допустимую, прибор должен быть заменен.

139. Ответственность за сохранность приборов учета, их пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям, регламентируется в соответствующих нормативных правовых актах и в договоре на электроснабжение.

Ответственность за содержание и техническое состояние приборов учета несет организация, на чьем балансе находится электроустановка.

140. Обслуживание и ремонт средств и систем расчетного учета, независимо от места их установки, ведомственной принадлежности и формы собственности, должны выполняться на базе лабораторий, центров или специализированных ремонтных участков энергоснабжающих организаций персоналом, прошедшим специальный курс обучения и получившим допуск к выполнению этих работ.

Обслуживание и ремонт средств и систем расчетного учета разрешается проводить по согласованию с энергоснабжающими организациями силами других организаций.

При обслуживании средств приборного учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с нормативно-правовыми актами.

141. Порядок приема системы расчетного учета в эксплуатацию определяется энергоснабжающей организацией в соответствии с действующими нормативными правовыми документами..

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (Справочное)

Типовые структурные схемы цифровых АСКУЭ

а) классическая трехуровневая схема

б) двухуровневая схема

в) четырехуровневая схема

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Утверждаю

"____" __________200_ г.

Акт

о составлении баланса электроэнергии на электростанциях

Основание: Приказ № от "____"________200_ г.

Комиссия в составе:

Председатель:

Члены:

Настоящий акт составлен в том, что за месяц ___________200_ г. выработка электроэнергии на электростанции, потребление на собственные и хозяйственные нужды электростанции, отпуск электроэнергии потребителям и в сети энергосистемы следующие:

№ п/п	Номера счетчиков	Наименование объектов учета	Показание счетчиков		Разность показаний счетчиков за месяц		Коэффициент трансформации по току и напряжению	Количество ЭЭ, учтенной счетчиком, тыс. кВт·ч.	Примечание
			на 0 часов 1-го числа текущего месяца	на 0 часов 1-го числа истекшего месяца
1	2	3	4	5		6	7	8	9

Приведенная форма таблицы заполняется по следующим разделам (по объектам учета раздельно и в целом):

1.Выработка активной электроэнергии.

2. Поступило от энергосистемы.

3. Расход на собственные нужды электростанции.

4. Расход на хозяйственные нужды электростанции.

5. Расход на производственные нужды энергосистемы.

6. Отпуск потребителям.

7. Отпуск электроэнергии в сети энергосистемы.

8. Потери электроэнергии в главных трансформаторах определяются расчетным путем в зависимости от графика нагрузки и технических данных трансформаторов.

9.Расчет допустимого небаланса.

10. Баланс электроэнергии на электростанции:

10.1.Поступило на шины, всего (1+2) _______________________________________

10.2.Расход электроэнергии на электростанции, всего (4+5+6+7) __________________

10.3.Отпуск электроэнергии потребителям и в сети энергосистемы, всего (4+7) ___

10.4.Фактический небаланс (1+2)-(3+4+5)-(6+7)-8,% __________________________

10.5.Допустимый небаланс (9)% ___________________________________________

10.6.Отпуск электроэнергии с шин электростанции, всего (1-3)_________________

в том числе по кассам напряжения________________________________________

_______________________________________________________________________

Председатель комиссии ___________________

Члены комиссии ___________________

в том числе

представитель Энергосбыта ___________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Утверждаю

"____" __________200_ г.

Акт

о составлении баланса электроэнергии

на подстанции

Основание: Приказ № ______ от "____" ______________________ 200_ г.

Комиссия в составе:

Председатель ___________________

Члены: _________________________

Настоящий акт составлен в том, что за ___________ месяц 200_ г. поступление электроэнергии, потребление на собственные и хозяйственные нужды и отпуск с шин подстанции следующие:

№ п/п	Номера счетчиков	Наименование объектов учета	Показание счетчиков			Разность показаний счетчиков за месяц	Коэффи- циент трансформации	Количество электро- энергии, учтенной счетчиком, тыс. кВт·ч.	Примечание
			на 0 часов 1-го числа текущего месяца		на 0 часов 1-го числа истекшего месяца
1	2	3	4	5		6	7	8	9

Приведенная форма таблицы заполняется по следующим разделам (по объектам учета раздельно и в целом):

1.Поступило от энергосистемы на шины подстанции (WП).

2.Расход на собственные нужды (WCH).

3.Расход на хозяйственные нужды (WХН).

4.Расход на производственные нужды энергосистемы (WПН).

5.Отпуск потребителям (WОП).

6.Отпуск электроэнергии в энергосистему (WОЭ).

7.Потери электроэнергии в понижающих трансформаторах (WТР).

8. Расчет допустимого небаланса по формуле ().

9.Баланс электроэнергии на подстанции:

9.1.Поступило на шины, всего (1) __________________________________________

9.2.Расход электроэнергии на подстанции, всего (2-3) _________________________

9.3.Отпуск электроэнергии потребителям и в энергосистему, всего (5-6) _________

9.4.Фактический небаланс 1-(2+3)-(4+5+6)-7,% _______________________________

9.5.Допустимый небаланс (8) ______________________________________________

9.6.Отпуск электроэнергии с шин подстанций, всего (1-2)______________________

в том числе по кассам напряжения:

__________________________________________________________________________

Председатель комиссии ___________________

Члены комиссии ___________________

в том числе

представитель Энергосбыта ___________________

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Номенклатура элементов расхода электроэнергии

на собственные нужды тепловых электростанций

1.Разгрузка и хранение топлива

Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов, обслуживающих принадлежащие электростанции разгрузочные устройства и склады топлива (вагоноопрокидыватели, грейферные краны, скреперы и др.), а также их ремонт .

2. Топливоподача

Расход электроэнергии на электродвигатели механизмов по подаче и дроблении топлива (лебедки, элеваторы, транспортеры, конвейеры, мазутные насосы, дробилки, механизмы обеспыливания тракта топливоподачи и др.), а также их ремонт.

3. Котельная установка

Расход энергии на:

- размол угля (мельницы и мелющие вентиляторы);

- пневматическую подачу пыли (пневмовинтовые насосы);

- тягодутьевые установки, дымососы рециркуляции, мельничные вентиляторы, вентиляторы первичного воздуха, бустерные и питательные насосы, насосы рециркуляции среды прямоточных котлов, механизмы золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

- химическую очистку и химическое обессоливание воды (пропорционально добавке воды, восполняющей потери пара и конденсата), дренажные насосы, насосы технического и пожарного водоснабжения;

- прочие механизмы котельной установки: сушилки, промежуточные транспортеры и элеваторы, питатели и шнеки, приводы топочных механизмов, регенеративные вращающиеся воздухонагреватели, обдувочные аппараты, компрессоры для обдувки и пневматический инструмент;

- механизмы центрального пылезавода;

- на ремонт механизмов, выполняющих указанные работы.

4. Турбинная установка

Расход электроэнергии на:

- циркуляционные насосы и вентиляторы градирен (при наличии общего водоснабжения с расположенными вблизи предприятиями; расход электроэнергии на водоснабжение пропорционален количеству воды, израсходованной электростанцией);

- конденсатные насосы и насосы водяных эжекторов турбин, дренажные насосы регенеративных подогревателей, насосы установок по очистке основного конденсатора турбин;

- прочие механизмы турбинной установки: масляные насосы системы смазки и регулирования, перекачивающие и дренажные насосы, насосы подкачки воды в систему циркуляционного водоснабжения, насосы сырой воды.

- на ремонт механизмов, выполняющих указанные работы.

5. Теплофикационная установка

Расход электроэнергии на :

- сетевые подпиточные и подкачивающие насосы тепловой сети, установленные на территории электростанций;

- химическую очистку и химическое обессоливание воды (пропорционально добавке воды, восполняющей потери сетевой воды);

- конденсатные насосы подогревателей сетевой воды, конденсатные и питательные насосы паропреобразователей;

- обслуживание теплофикационной установки;

- пиковые водогрейные котлы, служащие для дополнительного подогрева воды после основных сетевых подогревателей турбоагрегатов.

- на ремонт механизмов, выполняющих указанные работы.

6. Электроцех.

Расход электроэнергии на охлаждение генераторов и трансформаторов, на компрессоры воздушных выключателей, двигатель -генераторы аккумуляторных батарей и прочие электродвигатели электроцеха, на измерительную и ремонтную мастерские.

В расходе электроэнергии на собственные нужды следует учитывать также расходы на освещение помещений, электроинструмент, отопление и вентиляцию помещений, подъемные приспособления для ремонта оборудования.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Номенклатура элементов расхода электроэнергии

на производственные нужды энергосистем

1.Расход электроэнергии районными котельными и электробойлерными установками, как состоящими на самостоятельном балансе, так и на балансе электростанций.

2. Расход электроэнергии на перекачку воды перекачивающими установками.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Номенклатура элементов расхода электроэнергии

на хозяйственные нужды энергосистем

В номенклатуру хозяйственных нужд энергосистем входит расход электроэнергии на

следующие объекты и виды работ:

1.На электростанциях:

- цех централизованного ремонта (центральные ремонтные мастерские, ремонтно механические мастерские);

- ремонтно-строительный цех;

- автохозяйство;

- склад оборудования и материалов;

- базисный склад топлива;

- административные здания, включая отдельно расположенные служебные помещения различного назначения: учебные кабинеты, библиотека, медпункт, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища, помещения пожарной и военизированной охраны и т. п.;

- монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонт зданий и оборудования, выполняемые персоналом электростанций или персоналом энергосистемы:

- наладочные и экспериментальные работы, выполняемые подрядными организациями, если по условиям договора с подрядчиком электростанция принимает на себя необходимый при выполнении этих работ расход электроэнергии.

2.В электрических сетях:

- ремонтные, механические и столярные мастерские;

- масляные хозяйства, автохозяйства, база механизации;

- учебные комбинаты и полигоны;

- склады оборудования и материалов;

- административные здания предприятий и районов электрических сетей и помещения различного назначения: - аппаратура диспетчерской связи, учебные кабинеты, библиотека, бытовые помещения, помещения для отдыха ремонтного персонала, помещения специализированных лабораторий, убежища, помещения пожарной и военизированной охраны и т. п.;

- монтажные, наладочные и экспериментальные работы, капитальный, средний и аварийно-восстановительный ремонт зданий и оборудования, выполняемые персоналом электросетей или персоналом энергосистемы:

- служебные и жилые помещения оперативного персонала подстанций и автоматизированных ГЭС с дежурством на дому;

- насосные станции водоснабжения, котельные и электробойлерные, не входящие в отчет по форме 6-ТП, электрообогрев помещений, входящих в номенклатуру хозяйственных нужд энергосистемы.

3.В состав хозяйственных нужд энергосистемы не включаются предприятия и учреждения, административно подчиненные районным энергетическим управлениям, находящиеся на самостоятельном балансе (заводы ремонтно-механические, железобетонных конструкций, кирпичные, деревообрабатывающие, экспериментальные, строительные и строительно-монтажные управления специализированных трестов, лесозаготовки, карьеры, специальные конструкторские и проектные бюро, вычислительные центры).

В состав хозяйственных нужд не включаются также предприятия тепловых сетей, здания районных энергоуправлений и Энергонадзора.

Расход электроэнергии на отопление, водоснабжение и освещение рабочих поселков, отдельных жилых домов ремонтного и эксплуатационного персонала, столовых, общежитий, гостиниц, клубов, больниц, детских дошкольных учреждений, без отдыха, профилакториев и т.п. не включается в хозяйственные нужды энергосистемы и учитывается в соответствующих разделах форм статистической отчетности согласно действующему Прейскуранту.

К составу хозяйственных нужд энергосистемы не относятся потребители, питающиеся в порядке исключения от собственных нужд электростанций и подстанций и оплачивающие потребления электроэнергии непосредственно электростанции или электрическим сетям. Расход электроэнергии такими потребителями фиксируется как оплаченный отпуск несторонним потребителям, а в формах отчетности учитывается соответствующими статьями полезного отпуска.

Расход электроэнергии на небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые эпизодически, в процессе эксплуатации на электростанциях и подстанциях, учитывается как расход на собственные нужды электростанций и подстанций.

К расходу электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистемы не относится энергия, потребляемая обмотками синхронных компенсаторов, а также расходуемая на плавку гололеда. Указанные виды расхода входят в потери электроэнергии в электрических сетях.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции

1. Расход электроэнергии

- на охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;

- на обогрев, освещение и вентиляцию помещений (ОДУ, ЗРУ, ОВБ, аккумуляторной,

компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);

- освещение территории;

- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

- питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным

оперативным током);

- обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

- обогрев приводов и баков масляных выключателей;

- обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

- обогрев приводов и маслоблоков переключающих устройств РПН;

- обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

- обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

- обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

- питание компрессоров;

- обогрев воздухосборников;

- вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (масляные насосы, циркуляционные насосы, дренажные насосы, задвижки, автоматика);

- электропитание аппаратуры связи и автоматики;

- небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

- прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станции и приспособления и т.д.

2. К расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций относится также расход электроэнергии на электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанций (в районах с обильными снегопадами) и т. п.

3. В состав электроприемников собственных нужд подстанций не должны включаться

потребителями, относящиеся к хозяйственным нуждам энергосистем.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Форма полугодовой отчетности по эксплуатации средств учета электроэнергии (СУЭ) для персонала энергосистем

Отказы и сбои СУЭ

(электронные счетчики, измерительные трансформаторы, УСПД)

по РУП-облэнерго за период с ______ по _______ 200_ г.

Утверждаю:

Зам. генерального директора РУП-облэнерго

______________/Ф.И.О

"___"__________200_г.

№ п/п	СУ (наименование, тип)	Наименование объектов, на которых установлены СУ	Всего установлено СУ данного типа, шт.	Средний срок эксплуатации, лет	Всего отказов за отчетный период	Основные признаки отказов или сбоев	Принятые решения и действия персонала

Примечание. Дать дополнительно краткую оценку работы АСКУЭ по видам

(АСКУЭ ММПГ, АСКУЭ-облэнерго, АСКУЭ-промышленность, АСКУЭ-быт) и объектам учета за отчетный период.

Ответственный исполнитель __________________/Ф.И.О./р.т. _________

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Паспорт-протокол измерительного канала (ИК) системы учета

Субъект учета (РУП,ФЭС,РЭС,Потребитель) ____________________________

Объект учета (Подстанция, Предприятие)_______________________________

Система учета (наименование и состав средств приборного учета) __________

Измерительный канал № _________________

Характеристики ИК	Элементы ИК		Значения соответствующих характеристик
Типы и номера установленных приборов учета, дата поверки		ТН
		ТТ
		Счетчик
Длина, тип и сечение провода, количество промежуточных контактных соединений	ТН - Счетчик
	ТТ - Счетчик
Сопротивление цепи (Ом) и падение напряжения (для ТН, В, %)	ТН - Счетчик
	ТТ - Счетчик
Рабочий диапазон изменения первичной нагрузки ИК (%Iном)	ТТ
Предельная погрешность ТТ в рабочем диапазоне ИК	ТТ
Допустимые и реальные значения вторичной нагрузки ТТ (Ом, ВА)	Z2. P2
Допустимые и реальные значения влияющих факторов	Счетчик
Предельные относительные погрешности от влияющих факторов	Счетчик
Квадратическая сумма предельных относительных погрешностей ИК (от ТН, ТТ, Счетчика)	ИК

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ .......................……………………...................................………...

2. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ УЧЕТА………………………….......................................

3. ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА

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

4. ТРЕБОВАНИЯ К СЧЕТЧИКАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ В СИСТЕМАХ УЧЕТА………………………................................................................….

5 ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ..……………...…

6. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ СИСТЕМ УЧЕТА……………………….....................................................................……...

7. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ...............................................................................................................

8. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.....................................................................................……….

9. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ..........................…..

10. УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЖИЛИЩНОМ ФОНДЕ И НЕПРОМЫШЛЕННОЙ СФЕРЕ.............................................................................……..

11. УЧЕТ РЕАКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ..............................….......

12. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ............................…..

13. ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫХ ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ .........…………………………………............…..

14. ОСОБЕННОСТИ УЧЕТА МЕЖСИСТЕМНЫХ ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБЛАСТНЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ...............................……

15. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ, УСТАНОВКЕ И ПОДКЛЮЧЕНИЮ СРЕДСТВ ПРИБОРНОГО УЧЕТА……………………….....…………………….….......

16. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СРЕДСТВ ПРИБОРНОГО УЧЕТА

………………………....................................................................................................…….

ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Структурные схемы АСКУЭ ………………………………………………………

2. Акт о составлении баланса электроэнергии на электростанциях .........................

3. Акт о составлении баланса электроэнергии на подстанции ...................................

4. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды тепловой электростанции...................................................................................…....

5. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на производственные нужды энергосистем ..............................................................................................….

6. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистем ...........................................................................................……

7.Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции .............................................................................................................….

8. Форма полугодовой отчетности по эксплуатации средств учета электроэнергии (СУЭ) для персонала энергосистем ...................................

9. Паспорт-протокол измерительного канала (ИК) системы учета ………………. .

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Современные проблемы науки и образования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,006

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674

«Современные наукоемкие технологии» список ВАК ИФ РИНЦ = 0,940

«Успехи современного естествознания» список ВАК ИФ РИНЦ = 0,775

«Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований» ИФ РИНЦ = 0,593

«Международный журнал экспериментального образования» ИФ РИНЦ = 0,425

«Научное Обозрение. Биологические Науки» ИФ РИНЦ = 0,400

«Научное Обозрение. Медицинские Науки» ИФ РИНЦ = 0,801

«Научное Обозрение. Экономические Науки» ИФ РИНЦ = 0,871

«Научное Обозрение. Педагогические Науки» ИФ РИНЦ = 0,733

«Научное Обозрение. Технические Науки» ИФ РИНЦ = 0,695

«European journal of natural history» ИФ РИНЦ = 0,301

«Международный студенческий научный вестник»

Издание научной и учебно-методической литературы ISBN РИНЦ DOI

РЕЦЕНЗИИ и ОТЗЫВЫ
кандидатов и докторов наук
на статьи, авторефераты, диссертации, монографии, учебники, учебные пособия

Академия Естествознания готовит к изданию реестр новых научных направлений, разработанных российскими учеными

Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

3. Правила приборного учета электрической энергии в Республике Беларусь (проект)

Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания