Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

481

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

482

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.

Вслучаях, 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.

Вточках 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 нормативносправочных 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).

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

483

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

вточках 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

сиспользованием 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).

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

484

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

вих 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

вточки 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.

Вточках 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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

485

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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

486

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

вглаве 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

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

487

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):

i 1,1 I2	U2 Л2		ОС2 Q2 ДС2			j	(2.1)
δQ=0,029	IQ2 UQ2		∙ 1 cos2 /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

визмерительные 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

всоответствии с главами 5 и 6 настоящих Правил.

По условиям договора электроснабжения, результаты расчетного учета, полученные посредством систем учета, могут удостоверяться актами сверки, согласованными сторонами,

исчитаться 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.

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

488

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;

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)	489
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.

© Гуртовцев А.Л. Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

490

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.