Учет электрической энергии

ТЕМА 1. УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 3.1. Правила учета электрической энергии Основной документ, действующий в области учета электрической энергии – это «Правила учета электрической энергии» (утв. - Минтопэнерго РФ 19-09-96 Минстроем РФ 26-09-96) 1996 года издания. Документ рамочный – всего на 4-х страницах. Однако, в письме Главгосэнергонадзора, которым указанные «Правила» вводятся в действие, приводится перечень основных нормативных документов в области учета электроэнергии, состоящий из 29-и наименований. Москва, 28 декабря 2018 года – Президент Российской Федерации Владимир Путин подписал разработанный Минэнерго России Федеральный закон №522-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с развитием систем учета электрической энергии (мощности) в Российской Федерации». Закон вводит единые требования к интеллектуальным приборам и системам учета электрической энергии, что предоставляет возможность субъектам электроэнергетики бороться с коммерческими потерями электрической энергии (хищениями). В законе предусмотрен перенос обязанности за установку, эксплуатацию, поверку и замену приборов учета электрической энергии с потребителей на поставщиков энергоресурсов: в отношении многоквартирных домов - на гарантирующих поставщиков, а в отношении прочих потребителей – на сетевые организации. Таким образом, с 1 июля 2020 года потребитель освобождается от обязанности эксплуатировать прибор учета, информировать кого-либо о выходе прибора учета из строя, устанавливать новый прибор учета. За потребителем сохраняется единственная обязанность - обеспечивать целостность прибора учета, и то только в случае, если прибор учета находится в границах земельного участка или внутри помещения потребителя. Законом предусмотрено: - в случае выхода из строя (утраты) прибора учета или истечения его межповерочного интервала гарантирующий поставщик или сетевая организация обязана возобновить учет электрической энергии путем установки нового прибора учета; - с момента замены гарантирующим поставщиком/сетевой организацией прибора учета на новый понятие безучетного потребления в отношении потребителя исключается, кроме случаев вмешательства в работу прибора учета, находящегося в границах объектов потребителя; - многоквартирные дома, вводимые в эксплуатацию после 1 января 2021 года после осуществления строительства, должны быть оснащены интеллектуальными приборами учета, и до ввода дома в эксплуатацию в целях обеспечения обязательств гарантирующего поставщика по организации учета должны быть переданы застройщиком ему на обслуживание; - потребителю и субъектам электроэнергетики должна быть предоставлена возможность получения на безвозмездной основе данных прибора учета, в том числе посредством интеллектуальной системы учета. Иные владельцы приборов учета также не должны препятствовать получению данных с принадлежащих им приборов учета и требовать за это плату; - расходы на организацию учета в пределах нормативной стоимости, определяемой Минэнерго России, учитываются в сбытовой надбавке/тарифе на передачу. Экономия, достигнутая в результате сокращения издержек, сохраняется на 10 лет. Установка современного прибора учета электрической энергии и перенос ответственности за организацию учета, не только освободит потребителя от решения несвойственных задач, но и позволит использовать новые сервисы, которые обеспечат: • прозрачность, доступность и точность информации о потреблении электроэнергии; • оплату только качественной электроэнергии; • сокращение количества перерывов электроснабжения и их сроков; • возможность управления использованием ресурсов и их стоимостью; • повышение качества обслуживания. 3.2. Средства учета электрической энергии В «Правилах» дано следующее определение. Средство учета электрической энергии (по определению других документов – измерительный комплекс учета) – это совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии и соединенных между собой по установленной схеме. Эта совокупность включает в себя измерительные преобразователи тока и напряжения, электросчетчики (активной и реактивной электрической энергии), а также телеметрические датчики, информационно- измерительные системы и их линии связи. В общем случае комплект приборов, с помощью которого производится измерение количества электрической энергии, состоит из следующих узлов: - измерительных преобразователей тока; - измерительных преобразователей напряжения; - электросчетчика. В отдельных случаях измерительные преобразователи из этой схемы могут исключаться. Использование измерительных преобразователей обусловлено необходимостью приведения высоких уровней тока и напряжения в точке измерения к уровням, соответствующим номинальным величинам тока и напряжения электросчетчика. Решение задачи учета электрической энергии всегда начинается с выбора оборудования – и прежде всего счетчика электроэнергии. Счётчик электрической энергии (электрический счѐтчик) — прибор для измерения расхода электроэнергии переменного или постоянного тока (обычно в кВт·ч или А·ч). Счетчики электроэнергии можно классифицировать по типу измеряемых величин, типу подключения и по типу конструкции [3]. По типу подключения все счетчики разделяют на приборы прямого включения в силовую цепь и приборы трансформаторного включения, подключаемые к силовой цепи через специальные измерительные трансформаторы. По измеряемым величинам электросчетчики разделяют на однофазные (измерение переменного тока 220 В, 50 Гц) и трехфазные (380В, 50Гц). Все современные электронные трехфазные счетчики поддерживают однофазный учет. Также существуют трехфазные счетчики для измерения тока напряжением в 100 В, которые применяются только с трансформаторами тока в высоковольтных (напряжением выше 660 В) цепях. По конструкции [3]: индукционные, электронные, гибридные. Индукционным (электромеханическим электросчетчиком) называется электросчетчик, в котором магнитное поле неподвижных токопроводящих катушек влияет на подвижный элемент из проводящего материала. Подвижный элемент представляет собой диск, по которому протекают токи, индуцированные магнитным полем катушек. Количество потребленной электроэнергии, в этом случае, прямо пропорционально числу оборотов диска. Индукционные (механические) счѐтчики электроэнергии постоянно вытесняются с рынка электронными счетчиками из-за отдельных недостатков: отсутствие дистанционного автоматического снятия показаний, однотарифность, погрешности учѐта, плохая защита от краж электроэнергии, а также низкой функциональности, неудобства в установке и эксплуатации по сравнению с современными электронными приборами. Электронным (статическим электросчетчиком) называется электросчетчик, в котором переменный ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. То есть измерения активной энергии такими электросчетчиками основаны на преобразовании аналоговых входных сигналов тока и напряжения в счетный импульс. Измерительный элемент электронного электросчетчика служит для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. Счетный механизм представляет собой электромеханическое или электронное устройство, содержащее как запоминающее устройство, так и дисплей. Основными достоинствами электронных электросчетчиков является возможность учета электроэнергии по дифференцированным тарифам (одно-, двух- и более тарифный), то есть возможность запоминать и показывать количество использованной электроэнергии в зависимости от запрограммированных периодов времени, многотарифный учет достигается за счет набора счетных механизмов, каждый из которых работает в установленные интервалы времени, соответствующие различным тарифам. Электронные электросчетчики имеют больший межповерочный период (4-16 лет). Гибридные счётчики электроэнергии — редко используемый промежуточный вариант с цифровым интерфейсом, измерительной частью индукционного или электронного типа, механическим вычислительным устройством. Общая классификация электросчетчиков приведена на рис. 3.1. Рис.2. Общая классификация электросчетчиков переменного тока Электросчетчики По количеству фаз и виду сети Трехфазные Однофазные 4-проводног включения 3-проводного включения 2-проводного включения По классу точности Рабочие (3,0; 2,5; 2,0; 1,5; 1,0; 0,5; 0,5S; 0,2; 0,2S) Образцовые (0,2; 0,1; 0,05;0,03) По принципу построения Электромеханические (индукционные) Гибридные Электронные Микропроцессорные (программируемые) На «жесткой логике» По интерфейсу Импульсный выход Цифровой выход Оптический порт RS-232 Поверочный Телеметрический RS-422 Релейный выход Открытый коллектор Оптоэлектронный RS-485 Токовая петля (ИРПС) Рис.3.1. Общая классификация электросчетчиков переменного тока Трехфазные электросчнетчики По виду энергии и направлению учета Активной энергии Реактивной энергии Прямого потока Активной и реактивной энергии Обратного потока Реверсивные По измеряемым параметрам Количества энергии По номиналу фазного (линейного) напряжения при 4-проводном включении Качества энергии Энергия Коэффициент гармоник Частота Энергия и мощность Коэффициент мощности Напряжение и ток 3*57,7 (3*100) 3*64 (3*110) 3*120 (3*100) 3*57,7 (3*208) 3*220 (3*380) 3*230 (3*400) По типу включения и значению тока Трансформаторного включения (ток 1 или 5 А) Прчямого включения (токи 5, 10, 20, 40, 80, 100 А) По количеству тарифов 1-тарифные 2, 3, 4 - тарифные До 48 тарифов Рис.3.2. Классификация трехфазных электросчетчиков переменного тока Качественный учет электрической энергии определяется не только электросчетчиком, но электросчетчиком совместно с измерительными трансформаторами и цепями. Можно поставить дорогой и высокоточный электросчетчик и не получить требуемой точности измерений из-за низкой точности измерительных трансформаторов. 3.3. Устройство и принцип работы счетчиков электрической энергии Счетное устройство в индукционных электросчетчиках представлено вращающимся алюминиевым диском и цифровыми барабанами, отображающими показатели расхода электроэнергии в реальном времени. Рис.3.3 Схематическое устройство однофазного электросчетчика индукционного типа (1 – магнитопровод обмотки тока; 2 – магнитопровод обмотки напряжения; 3 – счетный механизм; 4 – постоянный магнит; 5 – диск) Принцип действия подобных устройств достаточно простой. Электромагнитное поле, возникающее в катушках счетчика, взаимодействует с диском, выполняющим функцию подвижного токопроводящего элемента. В однофазном индукционном счетчике выполняется параллельное подключение одной из катушек к обмотке напряжения, которая служит сетью переменного тока. Другая катушка подключается последовательно на участке между обмоткой тока или нагрузкой и генератором электроэнергии. Действие токов, протекающих по обмоткам, приводит к созданию переменных магнитных потоков, пересекающих вращающийся диск. Их величина составляет пропорцию между потребляемым током и входным напряжением. В соответствии с законом электромагнитной индукции в самом диске происходит возникновение вихревых токов, протекающих по направлению магнитных потоков. Вихревые токи и магнитные потоки начинают взаимодействовать между собой в диске. В результате, появляется электромеханическая сила, которая и приводит к созданию вращающегося момента. Таким образом, возникает пропорция между полученным вращающимся моментом и произведением двух магнитных потоков, возникающих в обмотках тока и напряжения, умноженных на синус сдвига фазы между ними. Нормальная работа индукционного электросчетчика возможна только при условии фазового сдвига, равного 90 градусам. Такой сдвиг можно получить, разложив магнитный поток обмотки напряжения на две части. Получается, что диск прибора вращается с частотой, пропорциональной активно потребляемой мощности. Поэтому непосредственный расход электроэнергии будет находиться в пропорции с количеством оборотов диска. Полученные данные о потреблении передаются на механическое счетное устройство, ось которого связана с осью подвижного диска с помощью зубчатой передачи. Такая конструкция обеспечивает синхронное вращение обоих элементов [21]. Принцип работы электронного счетчика электроэнергии. Для электронных электросчетчиков разработана специальная элементная база и методы обработки поступающей информации. Рис.3.4 Схематическое устройство электронного счетчика После обработки цифровых данных стал возможен одновременный подсчет не только активной, но и реактивной мощности. Данные приборы способны автоматически определять тот или иной тариф. Простейшая цифровая система на основе обычного микроконтроллера применяется в тех случаях, когда необходимо измерить импульсы, вывести информацию на дисплей и обеспечить защиту при аварийном сбое. Такие устройства являются цифровыми аналогами механических электросчетчиков. В этой системе поступление сигнала происходит через определенные трансформаторные датчики. Далее он идет на вход микросхемы-преобразователя. Снятие частотного сигнала, поступающего на вход микроконтроллера, осуществляется на выходе микросхемы. Микроконтроллер подсчитывает все поступившие импульсы и преобразует их в полученное количество энергии (Вт·ч). Когда поступающие единицы накапливаются, их общее значение выводится на монитор и фиксируется во внутренней флэш-памяти на случай исчезновения напряжения в сети и других сбоев. Это позволяет вести непрерывный учет потребляемой электроэнергии. Работает многотарифный электронный счетчик электроэнергии по собственному алгоритму. Рис.3.5. Принципиальная схема работы электронного счетчика Последовательный интерфейс позволяет обмениваться информацией. С его помощью задаются тарифы, устанавливается и включается таймер времени, поступает информация о накопленной электроэнергии и т.д. Энергонезависимая оперативная память разделяется на 13 банков данных, сохраняющих информацию о количестве энергии, накопленной по разным тарифам. Первый банк учитывает всю энергию, накопленную от начала работы счетчика. В следующих 12 банках производится учет накоплений за 11 предыдущих месяцев и за текущий период. Таким образом, принцип действия электросчетчика в электронном варианте, позволяет изменять тарифы в соответствии с заранее установленным расписанием. Через специальный разъем можно подключиться к прибору и выяснить объем электроэнергии, оплаченной потребителем [21]. 3.4. Требования к счетчикам электрической энергии 1. Каждый установленный расчетный электрический счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке - пломбу энергоснабжающей организации [3]. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес., а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет. 2. Расчетные электросчетчики, находящиеся в эксплуатации должны проходить государственную поверку в сроки указанные в техническом паспорте счетчика, но не реже одного раза в 16 лет. 3. Счетчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Допускается размещение электрических счетчиков в неотапливаемых помещениях, а также в шкафах наружной установки при условии соответствующих паспортных характеристик их эксплуатации. Иначе должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С. 4. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Допускается крепление электрических счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках. Высота от пола до коробки зажимов электрических счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м. 5. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т. п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. 6. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1°. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны. 7. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек и скруток не допускается. 8. Минимальное сечение медных проводов, присоединяемых к счетчикам - 2,5 мм кв., минимальное сечение алюминиевых проводов - 4 мм кв. 9. При монтаже электропроводки около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску. 10. Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В, должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 метров коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику. 3.5. Погрешности учета электрической энергии Класс точности измерительного прибора — это обобщенная характеристика, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей. Выбор класса точности счетчиков зависит от назначения, способа включения и вида измеряемой энергии (активная или реактивная). По назначению счетчики можно разделить на следующие категории: расчетные и предназначенные для технического (контрольного) учета, а по способу включения – на счетчики непосредственного включения и включающиеся через измерительные трансформаторы тока и напряжения. Класс точности счетчиков непосредственного включения должен быть при измерении активной энергии не ниже 2,5, а при измерении реактивной - не ниже 3,0. Для расчетных счетчиков, включенных через измерительные трансформаторы, класс точности при измерении активной и реактивной энергии должен быть не менее 2,0, соответственно для счетчиков технического учета - не ниже 2,0 и 2,5. Измеряя большую мощность, рекомендуется применять расчетные счетчики активной мощности класса не ниже 1,0, реактивной - не ниже 1,5. При работе с расчетными счетчиками измерительные трансформаторы тока и напряжения должны иметь класс не ниже 0,5 (допускается использовать трансформаторы тока класса 1,0 при условии, что их действительная погрешность при нагрузке во вторичной цепи не более 0,4 Ом не превысит погрешности, допустимой для трансформаторов тока класса 0,5); для работы со счетчиками технического учета необходимо использовать трансформаторы класса не ниже 1,0. Нагрузка вторичных цепей измерительных трансформаторов не должна превышать номинальной для данного класса точности. Исходя из этого ориентировочно принимают сопротивление соединительных проводов, подводимых к вторичной цепи трансформатора, не более 0,2 Ом. Классы точности приборов учета электроэнергии должны соответствовать данным, приведенным в табл. 3.1 и 3.2. Таблица 3.1 Расчетный учет Класс точности Объекты учета СА СР ТТ ТН 1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 0,5 1,0 0,5 0,5 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и выше 2. Генераторы мощностью более 12 – 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 1,0 1,5 0,5 0,5 110 – 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 – 40 МВА 3. Прочие объекты учета 0,5 2,0 2,0 0,5 (1,0) Таблица 3.2 Технический учет Класс точности Объекты учета СА СР ТТ ТН 1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 1,0 1,0 2,0 1,0 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и ниже и выше 2. Генераторы мощностью более 12 – 50 МВт, 1,0 межсистемные линии электропередачи напряжением 2,0 3,0 1,0 и ниже 110 – 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 – 40 δ% 0,25 0,25 0,25 δ% 1,5 1,5 МВА 1,0 1,5 и ниже δ% - падение напряжения в цепях между счетчиком и вторичной обмоткой трансформатора напряжения (ТН) в % от номинального вторичного напряжения ТН. 3. Прочие объекты учета 2,0 3,0 1,0 Нарушения учета могут быть вызваны следующими причинами: - несоблюдение нормальных условий работы счетчика; - неисправность счетчика; неисправность измерительных трансформаторов; - повышенная нагрузка измерительных трансформаторов; - повышенное падение напряжения в цепях напряжения; - неправильная схема включения счетчика; - неисправность элементов вторичных цепей. Погрешности учета электроэнергии при нарушении правильного чередования фаз. При изменении чередования фаз магнитный ноток одного вращающего элемента частично попадает в поле другого вращающего элемента. Поэтому в трехфазных двухдисковых счетчиках имеет место некоторое взаимное влияние вращающих элементов, результатом которого является зависимость погрешности от чередования фаз. Счетчик регулируется и включается при прямом чередовании. Однако после ремонта силового оборудования чередование фаз может измениться, что вызывает увеличение погрешности при малых нагрузках (порядка 1% при нагрузке 10%). Изменение чередования фаз может оказаться незамеченным, если в состав электроприемников не входят трехфазные двигатели. Погрешности учета электроэнергии при несимметрии нагрузок. Несимметрия нагрузок в незначительной степени влияет на погрешность счетчика. Некоторое увеличение погрешности может иметь место при отсутствии нагрузки в одной фазе, что практически исключается. Выравнивание нагрузок по фазам преследует цель не только уменьшить потери, но и повысить точность учета. На трехэлементный счетчик нессиметрия нагрузок не оказывает влияния. Погрешности учета электроэнергии при наличии высших гармоник тока и напряжения. Несинусоидальная форма тока в основном определяется электроприемниками с нелинейной характеристикой. К ним, в частности, относятся газоразрядные лампы, выпрямительные установки, сварочные агрегаты и др. Измерение электроэнергии при наличии высших гармоник производится с погрешностью, знак которой может быть как положительным, так и отрицательным. При отклонении частоты на 1 Гц погрешность счетчика может достигать 0,5%. В современных энергосистемах номинальная частота поддерживается с большой точностью, и вопрос влияния частоты не имеет значения. Погрешности учета электроэнергии при отклонении напряжения от номинальных значений. Существенное изменение погрешности счетчика возникает при отклонении напряжения от номинального более чем на 10%. Обычно приходится считаться с влиянием пониженного напряжения. При нагрузке счетчика менее 30% снижение напряжения приводит к изменению погрешности в отрицательную сторону из-за ослабления действия компенсатора трения. При нагрузках более 30% снижение напряжения приводит к изменению погрешности уже в положительную сторону. Это происходит из-за уменьшения тормозящего действия рабочего потока цени напряжения. Иногда счетчики с номинальным напряжением 380/220 В устанавливают в сети 220/127 В или даже 100 В. Этого делать, нельзя. Погрешности учета электроэнергии при изменении тока нагрузки. Нагрузочная характеристика счетчика зависит от тока нагрузки. Диск счетчика начинает вращаться при нагрузке 0,5-1%. Однако в области нагрузок до 5% счетчик работает неустойчиво. В диапазоне 5-10% счетчик работает с положительной погрешностью, объясняемой перекомненсацией (компенсационный момент превышает момент трения). При дальнейшем увеличении нагрузки до 20% погрешность счетчика становится отрицательной из-за изменения магнитной проницаемости стали при малых токах последовательной обмотки. С наименьшей погрешностью счетчик работает в пределах от 20 до 100% нагрузки. Перегрузка счетчика до 120% приводит к возникновению отрицательной погрешности из-за эффекта торможения диска рабочими потоками. Эти погрешности регламентируются ГОСТ. При дальнейшей перегрузке отрицательная погрешность резко возрастает. Что же касается погрешности трансформатора тока, то она зависит от первичного тока нагрузки в значительно меньшей степени. Практически приходится считаться с погрешностью в области нагрузок менее 5-10 и более 120%. Для правильной оценки нагрузки необходимо снять несколько суточных графиков (в различные дни недели и времена года). Изменение коэффициента мощности в пределах 0,7-1 не оказывает существенного влияния на погрешность счетчика. Электроустановки с более низким коэффициентом мощности не могут считаться удовлетворительными. При изменении температуры окружающей среды в большинстве случаев приходится считаться с влиянием отрицательной температуры. При отрицательной температуре около -15°С недоучет энергии может достигать 23%. Рост отрицательной погрешности объясняется, в основном, изменением магнитной проницаемости тормозного магнита. При более низких температурах в счетчиках, имеющих смазку опор, может произойти сгущение смазки. Тогда при нагрузке менее 50% погрешность счетчика резко возрастет. Влияние на показание счетчика внешних магнитных полей. Для избегания влияния внешних магнитных полей счетчик не следует устанавливать вблизи сварочных агрегатов, мощных токопроводов и других источников значительных магнитных полей. Влияние положения счетчика на точность его показаний. На точность учета влияет положение счетчика. Ось счетчика должна быть строго вертикальной. Отклонение более чем на 3° вносит дополнительную погрешность из-за изменения момента трения в опорах. Положение счетчика и плоскости, на которой он установлен, проверяется по трем координатным осям. Другие причины неисправности индукционного счетчика. Неисправность счетчика может возникнуть внезапно под влиянием резко неблагоприятных воздействий. К ним могут относиться удары и сотрясения, длительные перегрузки, короткое замыкание на присоединении, грозовые и коммутационные перенапряжения. Счетчик также может постепенно переходить в неисправное состояние до истечения межремонтного срока. В результате преждевременного износа, вызванного неблагоприятными условиями эксплуатации, появляются различные дефекты: коррозия постоянного магнита, сердечников электромагнитов и других металлических частей, засорение зазоров, в которых вращаются диски, сгущение смазки; ослабление крепления деталей. Погрешности учета при неправильной схеме включения индукционного счетчика. Неправильная схема включения счетчика может иметь место в двух случаях: если во время первоначальной проверки была допущена ошибка (или такая проверка вообще ранее не выполнялась) и если в процессе эксплуатации в схему вносились изменения. Поэтому во всех случаях нарушения учета правильность включения необходимо проверить заново. К неисправностям элементов вторичных цепей относятся обрыв цепи напряжения или сгорание предохранителя на одной фазе, обрыв последовательной цепи. В большинстве случаев неисправности приводят к бездействию одного вращающего элемента. Неисправности легко выявляются путем измерений токов и напряжений на зажимах счетчика. Методы определения причины неисправности индукционного счетчика. Все неисправности счетчика обычно приводят к таким последствиям: остановка подвижной системы, завышенная погрешность, неправильная работа счетного механизма, самоход. При неподвижном диске следует проверить наличие напряжения всех фаз на зажимах счетчика и значение тока в последовательных обмотках. Затем снимается векторная диаграмма. Если все измерения не выявили причину, то она кроется в неисправности счетчика. Если имеются подозрения на большую погрешность счетчика, то необходимо произвести его контрольную поверку на месте установки. Поверка может производиться либо контрольным счетчиком, либо ваттметрами и секундомером. Применение образцового счетчика дает большую точность измерений. 3.6. Схемы подключения счетчиков электрической энергии Правовые основы обеспечения единства измерений в Российской Федерации, заложены Федеральным законом от 26.06.2008 N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений", который регулирует отношения, возникающие при выполнении измерений, установлении и соблюдении требований к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин, стандартным образцам, средствам измерений, применении стандартных образцов, средств измерений, методик (методов) измерений, а также при осуществлении деятельности по обеспечению единства измерений, предусмотренной законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, в том числе при выполнении работ и оказании услуг по обеспечению единства измерений. В соответствии с указанным ФЗ измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку. Таким образом, общим обязательным условием применения приборов учета электроэнергии является утверждение их типов в качестве средств измерения с регистрацией в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений и наличие действующей поверки. Все выпускаемые приборы учета должны соответствовать ГОСТ 31818.11-2012 (IEC 62052-11:2003) - Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии. На рисунке 3.6 представлены схемы подключения наиболее распространенных типов электросчетчиков. Схема подключения 1-фазного счетчика Схема подключения 3-фазного счетчика непосредственного включения Схема включения 3-фазного Схема включения 3-фазного трансформаторного счетчика в 3-фазную 4- трансформаторного счетчика в 3-фазную 3проводную сеть (3ТТ) проводную сеть (3ТТ+3ТН) Рис.3.6. Схемы подключения счетчиков электрической энергии Самая простая – схема подключения 1-фазного счетчика. В данной схеме присутствует встроенный размыкатель нагрузки (изображен в виде замыкающего контакта). Наряду с приведенными, существуют и другие, более сложные схемы подключения счетчиков, в зависимости от количества ТТ и ТН (2ТТ в сетях до 1000 В, 2ТТ+2ТН, 2ТТ+3ТН в сетях выше 1000 В). Указанные схемы включения электросчетчиков являются справочными. Подключение конкретного типа счетчика к сети должно осуществляться в строгом соответствии со схемой, приведенной в его руководстве по эксплуатации. 3.7. Маркировка приборов учета электрической энергии Маркировка выпускаемых счетчиков электроэнергии должна соответствовать ГОСТ 25372-95 (МЭК 387-92) - Условные обозначения для счетчиков электрической энергии переменного тока. Указанный стандарт распространяется буквенные и графические условные обозначения для счетчиков электрической энергии переменного тока и их вспомогательных устройств независимо от измерительных элементов индукционных или статических счетчиков. Условные обозначения, установленные в стандарте, могут быть нанесены на щитке, циферблате, наружных ярлыках или вспомогательных устройствах счетчиков. Рис.3.7. Маркировка счетчиков электрической энергии Основные обозначения, наносимые на счетчик следующие: - торговая марка производителя и тип счетчика; - основные технические характеристики счетчика (номинальное напряжение, базовый/номинальный(максимальный) ток, номинальная частота сети); - маркировка измеряемой величины (kW·h, k var·h); - условные обозначения для измерительных элементов счетчиков (каждая цепь напряжения обозначена линией, а каждая цепь тока – кружком, например - счетчик ватт-часов или вар-часов с тремя измерительными элементами, каждый из которых имеет по одной цепи напряжения и цепи тока, с подключением по методу трех ваттметров (для трехфазных четырехпроводных цепей), - счетчик ватт-часов или вар-часов с одним измерительным элементом, имеющий одну цепь напряжения и две цепи тока (для однофазных двухпроводных или трехпроводных цепей, когда цепь напряжения присоединена к крайним проводам)); - условные обозначения класса точности (например, или Сl. 1), постоянной счетчика, она же – передаточное число (например, 500 imp/kW·h или 2 W·h/imp – для статических или 500 rev/kW·h или 2 W·h/rev – для индукционных ПУ), класса защиты изоляции (например, - Класс II защиты изоляции счетчика); - условные обозначения устройств тарификации счетчиков (например, - двунаправленный счетчик); - условные обозначения для вспомогательных устройств счетчиков (например, - стопор обратного хода (механическое или электронное устройство, препятствующее обратному ходу)); - серийный номер счетчика, год выпуска; - знаки маркировки испытательного напряжения изоляции и испытательного импульсного напряжения (по ГОСТ 30328-95), при испытательных напряжениях выше 0,5 кВ внутри звезды указывают значение в киловольтах (например, ); - знак утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений (знак утверждения типа ) (по Приложению №4 к Приказу Министерства промышленности и торговли РФ № 1081 от 30.11.2009 г.); - знак соответствия в системе ГОСТ Р, принято называть знаком «РСТ» (по ГОСТ Р 50460-92 – при обязательной сертификации, например - , , , ) отличительная особенность знака обязательной сертификации - код органа по сертификации, выдавшего сертификат соответствия, наносимый под графическим изображением знака; - единый знак обращения продукции на рынке Евразийского экономического союза (по решению Комиссии Таможенного союза от 15 июля 2011 года N 711, например , ), единый знак обращения свидетельствует о том, что продукция, маркированная им, прошла все установленные в технических регламентах Таможенного союза процедуры оценки (подтверждения) соответствия и соответствует требованиям всех распространяющихся на данную продукцию технических регламентов Евразийского экономического союза (технических регламентах Таможенного союза). 3.8. Варианты конструктивного исполнения и примеры монтажа В соответствии с ГОСТ 31818.11-2012, в зависимости от конструктивного исполнения, все приборы учета делятся на счетчики, применяемые внутри помещений (могут быть использованы только в местах, имеющих дополнительную защиту от влияния окружающей среды - в помещении, в шкафу, в щитке), и счетчики для наружной установки (могут быть использованы без дополнительной защиты от окружающей среды). Счетчики наружной установки могут быть сплит исполнения (не требуют дополнительной защиты от влияния окружающей среды). 1-фазный счетчик для наружной установки и пример монтажа 1-фазные счетчики, применяемые внутри помещений и примеры монтажа 3-фазный (2-элементный) счетчик 6-10 кВ для наружной установки и пример монтажа Рис.3.8. Варианты конструктивного исполнения и примеры монтажа На крайнем правом изображении представлено оригинальное техническое решение - многофункциональный счетчик электроэнергии, предназначенный для измерения активной, реактивной и полной электрической энергии, а также активной, реактивной и полной мощности, фазного тока и линейного напряжения в трехфазных трехпроводных электрических сетях переменного тока промышленной частоты с изолированной нейтралью напряжением 6/ 10 кВ (в зависимости от исполнения). Позволяет организовывать учет практически в любой точке сетей 6-10 кВ в кратчайший срок с минимальными трудозатратами. 3.9. Измерительные трансформаторы тока Все выпускаемые измерительные электромагнитные трансформаторы тока должны соответствовать ГОСТ 7746-2015 - Трансформаторы тока. Общие технические условия. Измерительные трансформаторы тока предназначены для применения в электрических цепях переменного тока с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления. В соответствии с ГОСТ 7746-2015, в зависимости от конструктивного исполнения, трансформаторы тока делятся на опорные, проходные, шинные, встроенные, разъемные. В связи с появлением новых электротехнических материалов широкое распространение получили трансформаторы тока с классами точности с «припиской» «S». Рис.3.9. Пределы допускаемых токовых погрешностей трансформаторов тока классов точности 0,5 и 0,5S Особенность таких ТТ состоит в том, что трансформаторы тока, например, класса 0,5 работают в заявленном классе только в диапазоне токов от 1 до 1,2 Iном (особенно чувствительны к недогрузке), при этом ТТ с индексом «S» в заявленном классе уже в диапазоне токов, начиная 0,2 (при токе, в 5(!) раз меньшем) до тех же самых 1,2 Iном. В связи с чем в целях организации учета целесообразно применение ТТ класса точности 0,5S. 3.10. Организация учета электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении 3.10.1. Учет активной электроэнергии на электростанциях Расчетные счетчики электроэнергии на электростанциях должны устанавливаться для учета электроэнергии, выработанной генераторами, потребленной на собственные и хозяйственные нужды, отпущенной в сети других собственников, а также для учета средних значений мощности, отпускаемой электростанциями в сети за установленный интервал текущего времени по соответствующим присоединениям электростанций. Классы точности и количество расчетных счетчиков электроэнергии должны соответствовать указанному в ПУЭ. На электростанциях расчетные счетчики должны обеспечивать учет выработанной и переданной электроэнергии через станционную электросеть за границу балансовой принадлежности и устанавливаться: на генераторах; на трансформаторах собственных нужд; на линиях, присоединенных к шинам основного напряжения собственных нужд; у потребителей электроэнергии на хозяйственные нужды; на межсистемных линиях электропередачи; на линиях, принадлежащих потребителям, присоединенных непосредственно к шинам электростанций; на резервных возбудителях. Расход электроэнергии на резервное возбуждение исключается одновременно из выработки данного генератора и расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции. Для учета электроэнергии, расходуемой на хозяйственные нужды электростанции, расчетные счетчики должны устанавливаться: при питании группы потребителей от отдельного трансформатора, как правило, на стороне высшего напряжения трансформатора; при питании от различных трансформаторов или секций шин собственных нужд - на каждой линии, отходящей к потребителю в соответствии с ПУЭ (п. 1.5.7). Места установки и классы точности счетчиков технического учета электроэнергии, а также измерительных трансформаторов должны соответствовать требованиям, изложенным в ПУЭ (гл. 1.5), и требованиям разд. 9 Типовой инструкции (РД 34.09.101-94). Оборудование и внутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям в станционной электросети, включают: главные (повышающие) трансформаторы и автотрансформаторы связи; распределительные устройства; линии электропередачи и шинопроводы; отдельно стоящие подстанции (находящиеся на балансе электростанции). Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции, находящейся на самостоятельном балансе, и блок - станции относятся к потерям в станционной электросети как при отдаче, так и при получении электроэнергии от электрической сети других собственников. При наличии на электростанции, находящейся на самостоятельном балансе (блок - станции), шин нескольких классов напряжения и транзита электроэнергии через главные трансформаторы и автотрансформаторы связи появляются дополнительные потери электроэнергии в трансформаторах (автотрансформаторах) от этих перетоков. В баланс должны включаться следующие сведения: выработка электроэнергии генераторами (Wг); поступление электроэнергии от АО-энерго или других собственников (Wэс); расход электроэнергии на собственные нужды (Wсн); расход электроэнергии на хозяйственные нужды (Wхн); расход электроэнергии на производственные нужды (Wпн); отпуск электроэнергии с шин электростанции потребителю по классам напряжений (Wоп); отпуск электроэнергии с шин электростанции в сети АО-энерго или других собственников (Wос); потери электроэнергии и станционной электросети (Wсс). Все составляющие баланса электроэнергии, за исключением потерь электроэнергии в станционной электросети, следует принимать на основании ее измерения с помощью расчетных счетчиков и счетчиков технического учета. При значительной протяженности шинопроводов напряжением 330 кВ и выше рекомендуется учитывать в расходной части баланса потери в них на корону, которые определяются по методике. Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции определяются, как правило, расчетным путем: постоянные потери - с использованием технических данных трансформаторов и учетом продолжительности их работы (в часах); переменные потери - на основе фактического графика нагрузки трансформаторов. Эти потери допускается определять по счетчикам соответствующих классов точности. Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии необходимо определять и сравнивать значения фактического (НБфэ) и допустимого (НБд) небалансов. Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса, т.е. НБфэ  НБд . Фактический небаланс определяется по составляющим ежемесячного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле: W  Wэс   Wсн  Wхн  Wпн   Wоп  Wос   Wcc (3.1) НБфэ  г 100 % Wг  Wэс Значение допустимого небаланса следует определять по формуле: k m НБ д     ni2  d ni2    oi2  d oi2  100 %, i 1 (3.2) i 1 где  ni ( oi ) - суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения (ТН), трансформатора тока (ТТ) и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию; d ni (d oi ) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный комплекс - см. формулу (3.3); k - число измерительных комплексов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (с шин) электростанции; m - число измерительных комплексов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе на собственные и хозяйственные нужды электростанции). Долю электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом, следует определять по формуле: W di  i , (3.3) Wn o  где Wi - количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным комплексом за отчетный период; Wn( o) - суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции за отчетный период. Предел допустимой относительной погрешности i-го измерительного комплекса определяется по формуле:  i  1,1  I2   u2   л2   ос2 , (3.4) где  I ,  u - пределы допустимых значений относительной погрешности соответственно ТТ (ГОСТ 7746-89) и ТН (ГОСТ 1983-89), %;  л - предел допустимых ПУЭ потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %;  ос - предел допустимой основной погрешности индукционного (ГОСТ 6570-75) или электронного (ГОСТ 26035-83) счетчиков, %. Если значение фактического небаланса, полученное по формуле (3.1), больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (3.2), то необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению. 3.10.2. Учет активной электроэнергии в электрических сетях Учет активной электроэнергии в электрических сетях должен организовываться применительно к подстанциям, а также к структурным подразделениям: районам электрических сетей (РЭС), предприятиям электрических сетей (ПЭС), АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России». На подстанции РАО «ЕЭС России» расчетные счетчики устанавливаются для учета электроэнергии, поступившей на ее шины от АО-энерго и отпущенной в сети АО-энерго и других собственников по линиям, не принадлежащим РАО «ЕЭС России», а также для учета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды подстанции. На подстанции АО-энерго расчетные счетчики должны устанавливаться для учета электроэнергии, поступившей на ее шины из сетей РАО «ЕЭС России», от других АО-энерго, а также для учета электроэнергии, отпущенной в сети других собственников, и для учета расхода электроэнергии на хозяйственные нужды подстанции. Счетчики технического учета на подстанциях АО-энерго и РАО «ЕЭС России» должны устанавливаться для учета электроэнергии, поступившей (отпущенной) на их шины (с шин) из сети (в сеть) собственника подстанции (АО-энерго или РАО «ЕЭС России»), а также для учета расхода электроэнергии на производственные и собственные нужды подстанций. На подстанциях 330 кВ и выше счетчики технического учета, учитывающие поступившую (переданную) электроэнергию, должны соответствовать классу точности расчетных счетчиков. Для контроля достоверности учета электроэнергии на подстанции назначается комиссия, которая ежемесячно составляет баланс и оформляет акт поступления и отпуска электроэнергии по показаниям счетчиков на 24-00 ч местного времени последних суток отчетного месяца, снятым персоналом подстанции. Состав комиссии утверждается приказом. Баланс электроэнергии должен составляться по тем подстанциям, которые присоединены к межсистемным линиям электропередачи, по другим подстанциям - эпизодически, по мере необходимости, но не менее одного раза в год. В баланс должны включаться следующие сведения: поступление электроэнергии на шины подстанции (Wп); отпуск электроэнергии (Wо); расход электроэнергии на собственные (Wсн) и хозяйственные нужды (Wхн) подстанции и производственные нужды (Wпн); потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции (Wтр). Все составляющие баланса, кроме потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, должны быть измерены счетчиками расчетного и технического учета. Потери электроэнергии в силовых трансформаторах следует определять расчетным путем. Значение фактического небаланса НБфп следует определять по формуле: Wп  Wо  Wсн  Wхн  Wпн  Wтр НБ фп  100 % (3.5) Wп При значительной протяженности на подстанции шинопроводов 330 кВ и выше в целях повышения точности определения фактического небаланса рекомендуется учитывать потери на корону. Если значение фактического небаланса превышает его допустимое значение, персоналу энергообъекта необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению. Значение фактического небаланса НБфр в границах балансовой принадлежности структурного подразделения (РЭС, ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России») следует определять по формуле: W  Wо  Wпн  Wсети (3.6) НБфр  п 100 % Wп где Wп - поступление электроэнергии в сеть («отпуск в сеть»); Wо - полезный отпуск электроэнергии, включая расход электроэнергии на хозяйственные нужды; Wпн - расход электроэнергии на производственные нужды; Wсети - потери электроэнергии в сети данного структурного подразделения (РЭС, ПЭС, АО-энерго в целом, РАО «ЕЭС России»), включая расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Определение фактического небаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС или АО-энерго в целом возможно в том случае, если производится расчет технических потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения, включая и сети 0,38 кВ. Значение допустимого небаланса электроэнергии по РЭС, ПЭС, АОэнерго в целом, РАО «ЕЭС России» определяется по формуле: НБ д   m  d  2 pi 2 i  p23 d  2 3  p21 d12  100 %, (3.7) n3 n1 где m - суммарное количество точек учета, фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии и отдачу электроэнергии особо крупным потребителям (применительно к соответствующему структурному подразделению);  pi - погрешность измерительного комплекса i-й точки учета электроэнергии; d i - доля электроэнергии, учтенной i-й точкой учета;  p3 - погрешность измерительного комплекса трехфазного потребителя ниже 750 кВ·А;  p1 - погрешность измерительного комплекса однофазного потребителя; i 1 n3 - число точек учета трехфазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d 3 ; n1 - число точек учета однофазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d1 . 3.10.3. Особенности учета межсистемных перетоков электроэнергии Под межсистемными перетоками понимаются перетоки электрической энергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи. Учет межсистемных перетоков электроэнергии производится в целях финансовых расчетов за нее, а также для определения потерь электроэнергии от этих перетоков и оптимизации режимов электрических сетей. На межсистемных линиях напряжением 110 кВ и выше следует устанавливать расчетные счетчики на обоих концах линии в целях более полного обеспечения договорных интересов субъектов рынка, точного определения потерь и обеспечения взаимного резервирования счетчиков. Счетчики должны быть одного класса точности и иметь погрешность одинакового знака, и быть, как правило, однотипными. Расчетные счетчики, установленные на межсистемных линиях электропередачи, должны подвергаться периодической калибровке совместно представителями сторон. Сроки и порядок калибровки определяются договором сторон. 3.10.4. Учет реактивной электроэнергии в электроустановках Основными целями учета реактивной электроэнергии являются: обеспечение контроля за фактическим потреблением или выдачей реактивной электроэнергии потребителями; обеспечение контроля перетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи; получение информации о реактивной электроэнергии, «генерируемой» или потребляемой генераторами электростанций; компенсирующими устройствами, установленными на подстанциях 35 кВ и выше, а также о реактивной электроэнергии, передаваемой с шин среднего и низшего напряжений этих подстанций. Счетчиками расчетного учета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые для определения скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности, а также счетчики, используемые для контроля перетоков реактивной электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи, по которым на договорной основе ведется оплата за реактивную электроэнергию или реактивную мощность. Счетчиками технического учета реактивной электроэнергии следует считать счетчики, используемые для решения следующих технико экономических задач: - расчета и анализа установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях; - оптимизации установившихся режимов по реактивной электроэнергии, выбора компенсирующих устройств, режима их работы и мест установки в электрических сетях. Учет реактивной электроэнергии, «генерируемой» или потребляемой компенсирующими устройствами, должен осуществляться счетчиками класса точности не ниже 2,0. При этом на синхронных и статических компенсаторах, а также на генераторах, работающих в режиме синхронного компенсатора, должны устанавливаться два счетчика со стопорами. 3.11. Общие принципы размещения измерительных комплексов в электроэнергетических системах Все практические вопросы «расстановки» счетчиков электрической энергии для целей коммерческого учета связаны с сочетанием мест расположения ТТ и ТН в распределительных устройствах электрических станций и подстанций. Эти вопросы связаны с невозможностью в реальных условиях по техническим или экономическим соображениям осуществлять контроль электрических параметров в любой заранее определенной точке на ее элементах (ВЛ, КЛ, трансформаторы, ошиновка). Установка первичных датчиков (ТТ, ТН) производится в распределительных устройствах электрических станций и подстанций, выполненных по типовым проектам или на их основе. Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи коммерческих измерений, связанных с проблемами мест установки первичных датчиков. 1. До настоящего времени вызывает затруднение выбор точек коммерческого учета на электрических станциях – субъектах оптового рынка. Отчасти это объясняется позицией ПУЭ и других документов в части «пунктов установки средств учета», отчасти – непониманием рыночного подхода к учету оборота товарной продукции. Если станция является субъектом оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), то, согласно действующим правилам, она участвует в планировании поставок электроэнергии и мощности и в расчетах за них по двухставочному тарифу «целиком», как единый технологический комплекс. В данном случае рабочая мощность станции должна фиксироваться по измерительным приборам, первичные датчики которых установлены вблизи выводов генераторов, а проданная электроэнергия – по измерительным приборам, присоединенным к ТТ и ТН в цепях всех отходящих линий (точки 1, 2, 3 на рис. 3.10). Совершенно недопустимо производить расчеты за электроэнергию на основании определения «отпуска с шин» как разности генерации, потребления на собственные нужды и расчетных потерь в блочных трансформаторах и трансформаторах собственных нужд (ТСН). Если имеется возможность установить ТТ в цепях присоединений блочных трансформаторов и ТСН от шин ОРУ до их выводов, измерения для расчетов за электроэнергию можно выполнять с помощью счетчиков, подключенных к этим ТТ и к шинным ТН (точки 4, 5, 6 на рис. 3.10). Wh 1 4 Wh 2 5 Wh Wh 3 Wh 6 Wh РТСН Wh Wh Wh Wh Wh 7 Wh Wh 8 Wh РУСН Wh Wh Wh Wh Рис. 3.10. Схема расстановки счетчиков на блочной электростанции Таким образом, исходным для расчета по сути дела является сальдо – переток электроэнергии по всем «границам балансовой принадлежности» энергоблока, включая точки раздела с сетями собственных нужд других энергоблоков на всех уровнях напряжения, без учета перетока через точки раздела с сетью общестанционных собственных нужд. Чтобы получить оплачиваемый объем товарной продукции к этому сальдо - перетоку надо добавить (со знаком «минус») определенную по согласованному между собственниками энергоблоков и собственником станции алгоритму часть электроэнергии, отпущенной на общестанционные собственные нужды. Точно так же следует договориться о распределении между энергоблоками общестанционных потерь электроэнергии, т.е. потерь в элементах ошиновки распределительных устройств, к которым присоединены линии связи с другими субъектами рынка, потерь в автотрансформаторах (трансформаторах) связи, в резервных трансформаторах собственных нужд (РТСН) и в рабочих трансформаторах общестанционных собственных нужд. Данная ситуация иллюстрируется на рис. 3.11. Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh ТСН Wh Wh Wh Wh Wh Wh Секции общестанционных собственных нужд Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Wh Секция общестанционных собственных нужд Wh Wh Wh К резервному ТСН Рис. 3.11. Схема расстановки счетчиков на блочной ТЭС с учетом отпуска электроэнергии на общестанционные нужды Распределение общестанционных потерь и общестанционных собственных нужд между энергоблоками должно регулироваться договорами между всеми заинтересованными сторонами. 2. В электроустановках ТЭЦ и на промышленных предприятиях имеет место еще одна ситуация. Речь идет об измерениях электроэнергии на реактированных фидерах 10-6-0,4 кВ. Причем на напряжении 0,4 кВ часто применяются сдвоенные реакторы, токи в ветвях которых оказывают взаимное влияние на реактивное сопротивление ветвей. Проблема состоит в том, что при отсутствии ТН в ячейках КРУ, установленных за реактором, счетчик электрической энергии подключается к ТН системы шин. ТТ в ячейке КРУ и ТН оказываются разделенными реактором, на котором образуется падение напряжения из-за реактивного сопротивления, достигающего 0,6 Ом (рис. 3.12). Потери активной мощности могут составлять до 4 кВт на фазу. Поэтому счетчик показывает результат измерения электроэнергии на фидере завышенный по отношению к действительной величине в точке подключения кабеля к ячейке КРУ (в точке отчуждения товарной продукции). Очевидно, что выходом здесь может быть только электрическое совмещение точек подключения ТТ и ТН. Шины ГРУ 6-10 кВ ТТ Wh Подстанция ЭСО Wh Wh ВЛ-1 ВЛ-2 ГПП Wh Wh Рис. 3.12. Примеры установки счетчиков в действующих электроустановках ТЭС и промышленных предприятий 3. Очень часто встречаются случаи, когда точка поставки электроэнергии находится на достаточно значительном электрическом удалении от точки учета и отсутствует возможность их сближения. В качестве примера можно привести подключение счетчиков к ТТ и ТН на низкой стороне одно – или двухтрансформаторных отпаечных подстанций или подстанций, выполненных по схеме «мостика», когда границы раздела балансовой принадлежности проходят по высокой стороне этих подстанций или даже за отходящими от них ВЛ. Так же встречаются случаи, когда на высокой стороне ГПП промышленного предприятия отсутствуют ТТ и расчетные счетчики установлены лишь на подстанции энергоснабжающей организации (ЭСО), что заставляет распределять потери в ВЛ и силовых трансформаторах между предприятием и ЭСО расчетным путем (рис. 3.12). Приведенные ситуации определения объема электроэнергии расчетным путем представляют собой пример косвенных измерений. В настоящее время все необходимые вычисления производятся на основании данных прямых измерений электроэнергии. 4. Часто в сечение поставки входят элементы сети напряжением 10-6-0,4 кВ, по которым могут питаться и его субабоненты. Следовательно, сечение учета этого субъекта так же проходит по элементам сети 10-6-0,4 кВ. Перетоки электроэнергии по этим элементам достаточно измерять только с одной стороны зоны поставки. Если они присоединены к граничным подстанциям (распределительным устройствам), от которых не отходят элементы сети более высоких классов напряжений из рассматриваемого сечения учета, то оперативный автоматизированный съем показаний счетчиков, установленных на элементах сети 10-6-0,4 кВ, экономически нецелесообразен. Здесь требуется применение счетчиков с хранением профиля нагрузки и периодическим (до одного раза в месяц) съемом с них информации при помощи переносного персонального компьютера. Наилучшим решением является исключение из сечения поставки субъекта оптового рынка всех ВЛ, КЛ и трансформаторов напряжением 10-6-0,4 кВ. Это может произойти или путем реконструкции схем электроснабжения питающихся по ним потребителей, или путем заключения с ними прямых договоров электроснабжения. 5. Для схем первичных соединений электрических станций и подстанций с обходными системами шин остается нерешенной «проблема обходных выключателей», заключающаяся в отсутствии практически реализуемых технических решений по автоматическому переходу измерения электроэнергии присоединения от счетчика, связанного с цепями основного выключателя, к счетчику, связанному с цепями обходного выключателя. С точки зрения минимизации погрешностей коммерческого учета наилучшим вариантом во всех случаях является подключение токовых цепей счетчиков к ТТ, вынесенным «в линию» (установленным до разветвления элемента сети в распределительном устройстве). 6. Ряд вопросов у разработчиков автоматизированных измерительноинформационных систем вызывают требования к схемам расстановки измерительных комплексов участников рынка, имеющих собственные протяженные электрические сети, граничащие с сетями других субъектов рынка на достаточно большой территории, зачастую на территории двух и более субъектов Федерации. Ярким примером такой ситуации служит организация измерений для целей коммерческого учета на электрифицированном железнодорожном транспорте (рис.3.13). АО-энерго «А» 1 АО-энерго «А» Wh P1 ПС А1 ПС Б1 Wh Wh Wh P3 P2 Wh Wh ПС 4 ПС 3 2 3 Wh Wh ПС 1 ПС 2 Wh Рис. 3.13. Схема расстановки измерительных комплексов в сетях электрифицированной железной дороги Часто возникает вопрос, являются ли точки 2, 3 (рис. 3.13) точками отчуждения товарной продукции по правилам ОРЭМ и надо ли устанавливать на ближайших подстанциях необходимые измерительные комплексы? Ответ на этот вопрос дает анализ перетоков электроэнергии в сетях АОэнерго «А» и «Б» и в сетях железной дороги. Так как переток мощности Р 1 в точке 1 соответствует (без учета потерь) энергии, отпущенной железной дороге на ПС Б1, учет перетоков Р2 в точке 2 и Р3 в точке 3 привел бы к искажению величины покупки электроэнергии с оптового рынка АО-энерго «Б». Сальдирование перетоков мощности Р1, Р2, Р3 дает величину «потребления по территории», занимаемой АО-энерго «Б», но не его покупку с оптового рыка, соответствующую оплаченному «полезному отпуску» собственным потребителям. Таким образом, учет перетоков в точках 2 и 3 для оптового рынка не требуется, а необходимость его наличия определяется исключительно внутриведомственными хозяйственными связями на железнодорожном транспорте. 3.12. Точки учета электрической энергии на схеме электроснабжения конечного потребителя Учет электрической энергии производится с помощью приборов учета, установленных на вводных присоединениях распределительных устройств (шин) 220, 110, 10, 6, 0,4кВ. На напряжении 10кВ учет электрической энергии производится как на вводных присоединениях шин 10(6)кВ, так и на присоединениях отходящих линий. На напряжении 0,4кВ учет электроэнергии производится иногда по вводным присоединениям, на отходящих линиях 0,4кВ счетчики электрической энергии либо не устанавливаются, либо используются только для технического учета. На рис. 3.14 приведена упрощенная схема электроснабжения промышленного предприятия. Схема включает в себя двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию (ГПП), распределительные пункты (РП), трансформаторные подстанции (ТП и КТП). ГПП 110/10кВ Т1 Т2 Wh РУ 10кВ 2 Wh Wh Wh 2 Wh Wh 2 Wh ЭП Wh ЭП Крупные электроприемники 4 CШ 0,4кВ 1 Wh Wh 3а Wh 2 Сторонние потребители ТП (субабоненты) 10/0,4 10 кВ кВ КТП 10/0,4 РП 10кВ ТП 10/0,4 CШ 0,4кВ Wh 1 Wh Нагрузка 0,4 кВ 5 3б Wh Сторонние потребители (субабоненты) 0,4кВ Рис. 3.14. Схема электроснабжения промышленного предприятия с обозначением точек учета Цифрами обозначены различные возможные точки установки приборов учета электрической энергии: уровень учета 1: счетчики (Wh), установленные во вводных ячейках РУ 10(6)кВ ГПП, - трехфазные счетчики электрической энергии, включенные через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. По этим счетчикам промышленные предприятия производят расчет за потребленную электроэнергию с энергоснабжающей организацией (энергосистемой).Эти счетчики могут быть также включены через трансформаторы тока и напряжения, установленные на вводах 110 кВ трансформаторов ГПП; уровень учета 2: счетчики, установленные в ячейках отходящих линий РУ 10(6)кВ, эти счетчики используются, как правило, только для технического учета электрической энергии внутри предприятия; уровень учета 3: а) счетчики, используемые для расчетов со сторонними потребителями (субабонентами) предприятия, они установлены в ячейках отходящих линий РУ 10(6)кВ, питающих сторонних потребителей предприятия; б) данные приборы учета используются для расчетов со сторонними потребителями, получающими электроэнергию на напряжении 0,4кВ; уровень учета 4: счетчики, устанавливаемые на вводных присоединениях крупных потребителей электрической энергии на предприятии (печи(ДСП, РТП), выпрямительные агрегаты большой мощности, электролизные установки и т.п.); уровень учета 5: счетчики, установленные на вводных присоединениях и присоединениях отходящих линий 0,4кВ, трансформаторных подстанций 10(6)/0,4кВ. Эти приборы обычно не используются для учета электрической энергии или вообще отсутствуют. Учет выработанной и отпущенной потребителю электроэнергии для денежного расчета за нее называют расчетным учетом электроэнергии. Счетчики, предназначенные для расчетного учета, называют расчетными счетчиками; их устанавливают, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети энергоснабжающей организации и потребителя. Количество расчетных счетчиков для каждого предприятия должно быть минимальным и обосновывается принятой схемой питающих сетей и тарифами на электроэнергию для данного потребителя. Если расчетные счетчики устанавливают не на границе балансовой принадлежности электросети, то потери электроэнергии на участке сети от границы раздела до места установки расчетных счетчиков относят на счет организации, на балансе которой находится данный участок сети, и определяют расчетным путем. Потери электроэнергии в электросети предприятия, связанные с передачей электроэнергии субабонентам, относят на счет субабонентов пропорционально доле их потребления.