Узел учета электрической энергии (стр. 6 )

-  визуальный контроль повреждений на составных частях системы;

-  проверка качества соединения заземления.

При техническом осмотре проводятся:

-  визуальный контроль повреждений на составных частях системы;

-  проверка правильности соединений элементов ИИК;

-  проверка качества соединения заземления.

Данные ежедневного и ежемесячного осмотров должны фиксироваться персоналом предприятия в регистрационном журнале.

7. Описание комплекса технических средств

Оглавление

7.1 Описание комплекса технических средств. 3

7.1.1 Общие положения по техническому обеспечению проектируемых ИИК.. 3

7.1.2 Структура технического обеспечения. 3

7.2. Функционирование КТС.. 3

7.2.1 Штатный режим работы.. 3

7.2.2 Автономный режим работы.. 4

7.2.3 Сервисный режим работы.. 4

7.4. Размещение КТС. Общие решения. 4

Приложение 7.1. 6

7.1 Описание комплекса технических средств

7.1.1 Общие положения по техническому обеспечению проектируемых ИИК:

-  в проектируемых (аппаратные и программные) средства;

-  технические средства обеспечивают аппаратную реализацию функциональной структуры системы и выполнение всех возложенных на неё задач;

-  к техническим средствам измерительно-информационных комплексов точек измерений относятся средства учёта – измерительные трансформаторы тока, многофункциональные микропроцессорные счётчики электрической энергии.

7.1.2 Структура технического обеспечения

Технические средства каждого :

-  микропроцессорные счётчики электрической энергии и мощности;

-  измерительные трансформаторы тока;

-  вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

-  пассивные разветвители интерфейса RS‑485;

-  коробки испытательные переходные.

7.2. Функционирование КТС

7.2.1 Штатный режим работы

Подключение счётчиков к электрической сети производится через измерительные трансформаторы тока. После подачи электропитания, в счетчиках электроэнергии производится автоматическая загрузка специального ПО, тестирование оборудования и, в случае успешного завершения тестов, переход в штатный режим работы.

Счётчик электроэнергии в штатном режиме работы автоматически, в заданные интервалы времени, выполняет измерение и расчёт данных о поставленной электроэнергии. Счётчик проводит самодиагностику правильности работы и при выявлении причин, которые могут повлиять на его правильное функционирование, выдаёт коды ошибок или предупреждений с записью их в журнале событий. Самодиагностика счётчика производится автоматически.

В результате функционирования в памяти счётчика происходит накопление результатов измерений с указанием времени проведения измерения, и записей журнала событий (диагностических данных) с указанием времени возникновения события.

Передача результатов измерений и записей журнала событий в АСКУЭР (в перспективе) осуществляется по запросу, поступающему из АСКУЭР.

7.2.2 Автономный режим работы

В случае отказа линии связи, счётчики продолжают функционировать и накапливать результаты измерений и информацию о состоянии средств измерений в энергонезависимой памяти. После восстановления линии связи АСКУЭР автоматически запрашивает недостающую информацию и возобновляет опрос счётчиков.

Данные сохраняются в архивах счётчиков не менее 35 суток.

7.3.3 Сервисный режим работы

В сервисном режиме работы производится конфигурирование счётчика.

7.3. Размещение КТС. Общие решения

Комплекс технических средств ётом выполнения требований техники безопасности и соблюдения технических условий эксплуатации технических средств.

На корпусах счётчиков наносятся надписи с указанием сетевого адреса счётчика, наименования присоединения, а также значения коэффициентов трансформации ТТ данного присоединения.

Подключение измерительных цепей к счётчикам выполнено через клеммы испытательных коробок. Испытательные клеммы обеспечивают закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение цепей счётчика в каждой фазе счётчиков при их замене или проверке, а также включение эталонного (контрольного) счётчика без отсоединения проводов и кабелей.

Для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и нормальной работы оборудования предусматривается защитное заземление оборудования ИВКЭ и ИИК. Защитное заземление предусматривается выполнить путем присоединения корпусов оборудования к контурам защитного заземления. Устройство защитного заземления оборудования предусматривается в соответствии с ПУЭ. Корпус шкафа УСПД присоединяется к существующему внутреннему контуру заземления объекта, для чего в проекте в качестве защитного (PE) проводника принят провод типа ПВ1 сечением 4 мм2, что соответствует требованиям ПУЭ (п.1.7.126 и п.1.7.127).

Приложение 7.1

Комплекс технических средств

Счётчики электрической энергии

Для организации коммерческого учёта электроэнергии и мощности, во всех точках учёта устанавливаются многофункциональные микропроцессорные счётчики электроэнергии.

Проектное решение предусматривает установку счётчиков электроэнергии типа

ПСЧ-4ТМ.05М-10, положительно зарекомендовавших себя в процессе эксплуатации в г. Москве и соответствующих техническим требованиям на проектирование ИИК.

Основные характеристики счётчика приведены ниже.

Счётчики предназначены для измерения и многотарифного учёта активной и реактивной электроэнергии (в том числе и с учётом потерь), ведения массивов профиля мощности нагрузки с программируемым временем интегрирования (в том числе и с учётом потерь), фиксации максимумов мощности, измерения параметров трёхфазной сети и параметров качества электроэнергии.

Счётчики могут применяться как средство коммерческого или технического учёта электроэнергии в бытовом и мелко-моторном секторах, на предприятиях промышленности и в энергосистемах, осуществлять учёт потоков мощности в энергосистемах и межсистемных перетоков.

Электросчётчики предназначены для работы в трёх и четырёхпроводных сетях переменного тока с напряжением 3×(57,7-115)/(100-200) В или 3×(120-230)/(208-400) В, частотой (50±2,5) Гц, номинальным (максимальным) током 1(1,5) или 5(7,5) А при трансформаторном подключении по току и трансформаторном или непосредственном подключении по напряжению.

Счётчики электроэнергии имеют два интерфейса связи и предназначены для работы, как автономно, так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) и в составе автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

Счётчики электроэнергии предназначены для работы в закрытых помещениях с диапазоном рабочих температур от минус 40 до плюс 60 °С.

В модельный ряд счётчиков электроэнергии входят:

-  двунаправленные электросчётчики, для учёта активной и реактивной электроэнергии прямого и обратного направления (четыре канала учёта) на линиях с потоком энергии в двух направлениях;

-  однонаправленные электросчётчики, для учёта только активной электроэнергии независимо от направления тока в каждой фазе сети (один канал учёта по модулю) на линиях с потоком энергии в одном направлении;

-  комбинированные электросчётчики, для учёта активной энергии независимо от направления тока в каждой фазе сети (учёт по модулю) и реактивной электроэнергии прямого и обратного направления (три канала учёта) на линиях с потоком энергии в одном направлении.

-

Двунаправленные и комбинированные электросчётчики могут конфигурироваться для работы в однонаправленном режиме (без учёта направления тока в каждой фазе сети, три канала учёта) и учитывать:

-  активную электроэнергию прямого и обратного направления, как активную электроэнергию прямого направления (учет по модулю);

-  реактивную электроэнергию первого и третьего квадранта, как реактивную электроэнергию прямого направления (индуктивная нагрузка);

-  реактивную электроэнергию четвертого и второго квадранта, как реактивную электроэнергию обратного направления (емкостная нагрузка).

Счётчики соответствуют ГОСТ Р , ГОСТ Р , ГОСТ Р , ИЛГШ.411152.146 ТУ.

Сертификат соответствия № РОСС RU. АЯ74.B15038.

Сертификат об утверждении типа средств измерений RU. С.34.011.А № 000.

Технические особенности счётчика:

-  цифровая обработка сигналов;

-  расширенный диапазон по напряжению 3×(57,7-115)/(100-200) или 3×(120-230)/(208-400) В;

-  улучшенные показатели надежности. Отсутствуют электролитические конденсаторы;

-  резервное питание от источника переменного или постоянного тока напряжением от 100 до 265 В;

-  два независимых равноприоритетных канала связи: RS-485 и оптический интерфейс (ГОСТ Р МЭК );

-  ModBus-подобный, СЭТ-4ТМ.02-совместимый протокол обмена с возможностью расширенной адресации;

-  четыре конфигурируемых изолированных испытательных выхода;

-  два конфигурируемых цифровых входов;

-  встроенные часы реального времени.

Функциональные возможности счётчика включают в себя:

-  ведение архивов тарифицированной учтенной электроэнергии и не тарифицированной электроэнергии с учетом потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе (активной, реактивной прямого и обратного направления в зависимости от варианта исполнения):

-  всего от сброса (нарастающий итог);

-  за текущие и предыдущие календарные сутки;

-  на начало текущих и предыдущих календарных суток;

-  за текущий месяц и двенадцать предыдущих календарных месяцев;

-  на начало текущего месяца и двенадцати предыдущих календарных месяцев;

-  за текущий и предыдущий календарный год;

-  на начало текущего и предыдущего календарного года.

-  Тарификатор:

-  четыре тарифа (Т1-Т4);

-  четыре типа дня (будни, суббота, воскресение, праздник);

-  двенадцать сезонов (на каждый месяц года);

-  дискрет тарифной зоны составляет 10 минут, чередование тарифных зон в сутках до 144;

-  используется расписание праздничных дней и список перенесенных дней.

- Ведение двух независимых массивов профиля мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) для двунаправленных электросчетчиков и одного массива для однонаправленных и комбинированных электросчетчиков (в том числе и с учетом потерь):

-  время интегрирования от 1 до 60 минут (без учета потерь);

-  время интегрирования от 1 до 30 минут (с учетом потерь);

-  глубина хранения каждого массива 113 суток при времени интегрирования 30 минут.

-  Фиксация утренних и вечерних максимумов мощность по каждому массиву профиля мощности (активной, реактивной, прямого и обратного направления) с использованием двенадцатисезонного расписания максимумов:

-  интервальных максимумов (в интервале времени между сбросами);

-  месячных максимумов (за текущий месяц и двенадцать предыдущих календарных месяцев).

-  Измерение параметров электрической сети и вспомогательных параметров:

-  активной, реактивной и полной мощности;

-  активной и реактивной мощности потерь в линии электропередачи и силовом трансформаторе;

-  фазных и межфазных напряжений;

-  тока;

-  коэффициента мощности;

-  частоты сети;

-  текущего времени, даты и температуры.

-  Измерение параметров качества электроэнергии:

-  установившееся отклонение фазных или межфазных напряжений и частоты по

ГОСТ ;

-  автоматический контроль и регистрация выхода параметров сети за установленные пределы.

- Счетчики электроэнергии имеют четыре независимых испытательных выхода. Каждый выход может конфигурироваться для формирования:

-  импульсов телеметрии одного из каналов учета энергии (активной, реактивной, прямого и обратного направления, в том числе и с учетом потерь);

-  сигнала превышения установленного порога мощности;

-  сигнала телеуправления.

- Счетчики электроэнергии имеют два цифровых входа, каждый из которых может конфигурироваться:

-  как вход для управления режимами телеметрии (А или В, только вход 1) от внешнего напряжения;

-  как счетный вход для счета импульсов от внешних датчиков по переднему, заднему или обоим фронтам с фиксацией в архивах (аналогично архивам учтенной энергии);

-  как вход телесигнализации с ведением журнала измененного состояния входа.

Счетчики электроэнергии ведут журналы событий, журналы показателей качества электричества, журналы превышения порога мощности и статусный журнал.

Счетчики электроэнергии позволяют производить программирование, перепрограммирование, управление и считывание параметров и данных через интерфейсы связи: RS-485 и оптический порт.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЧЕТЧИКА

Номинальное значение измеряемого напряжения, В

3x(57,7-115)/(100-200) или 3х(120-230)/(208-400)

Номинальное (максимальное) значение тока, А

1 (1,5) или 5 (7,5)

Ток чувствительности, мА

0,001Iном

Рабочий диапазон измеряемых напряжений, В

от 0,8Uном до 1,15Uном

Номинальное значение напряжения резервного питания, В

230 (постоянного или переменного тока)

Рабочий диапазон напряжений резервного питания, В

от 100 до 265 (постоянного или переменного тока)

Номинальная частота сети, Гц

50

Рабочий диапазон частот сети, Гц

от 47,5 до 52,5

Класс точности при измерении в прямом и обратном направлении:

активной электроэнергии

0,5S

реактивной электроэнергии

1,0

Точность хода встроенных часов в нормальных условиях во включённом и выключенном состоянии, лучше, с/сутки

±0,5

Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения,

Вт (В·А):

Uном=3x(57,7-115)/(100-200) В

не более 0,50 (0,80)

Uном=3х(120-230)/(208-400)

не более 0,85 (1,70).

Полная мощность, потребляемая каждой последовательной цепью, В·А

не более 0,1.

Ток потребления от резервного источника питания в диапазоне напряжений от 100 до 265 В, мА:

от источника постоянного тока

18-10

от источника переменного тока

28-24

Число индицируемых разрядов жидкокристаллического индикатора

8

Скорость обмена информацией, бит/с:

по оптическому порту

9600

по интерфейсу RS-485

38400, 28800, 19200, 9600, 4800, 2400, 1200, 600, 300

Диапазон значений постоянной счётчика электроэнергии, имп/(кВт·ч), имп/(квар·ч)

от 1250 до 800000.

Сохранность данных при прерываниях питания, лет:

информации

более 40

внутренних часов

не менее 10 (питание от литиевой батареи)

Защита информации

два уровня доступа и аппаратная защита памяти метрологических коэффициентов.

Самодиагностика

циклическая, непрерывная.

Рабочие условия эксплуатации:

температура окружающего воздуха, °С

от -40 до +60

относительная влажность, %

до 90 при 30 °С

давление, кПа (мм. рт. ст)

от 70 до 106,7 (от 537 до 800)

Межповерочный интервал, лет

12.

Гарантийный срок эксплуатации электросчётчика, месяцев

36.

Средняя наработка на отказ, час

140000.

Средний срок службы счётчика электроэнергии, лет

30.

Масса электросчётчика, кг

1,75.

Габаритные размеры счетчика электроэнергии, мм

330х170х80,2.

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока Т-0,66 У3 являются катушечными и имеют первичную обмотку в виде шины. Трансформаторы выполнены с бумажно-лаковой изоляцией, на витом ленточном магнитопроводе, корпус пластмассовый или металлический. Выводы вторичной обмотки закрываются защитной крышкой, что исключает несанкционированный доступ к трансформатору в процессе эксплуатации. Трансформатор должен крепиться к заземлённым конструкциям изделий потребителей с помощью лап.

Номинальное напряжение, кВ 0,66

Номинальная частота, Гц 50; 60

Номинальный первичный ток, А 5-1500

Номинальный вторичный ток, А 5

Класс точности 0,2; 0,55; 0,5; 1

Номинальная вторичная

нагрузка при cosφ=0,8, В•А 5

8. Метрологическое обеспечение

Оглавление

8.1. Общие положения. 3

8.2. Общие требования к метрологическому обеспечению.. 3

8.3. Проверка измерительной цепи трансформатора напряжения по допустимому падению напряжения. 4

8.4. Требования к погрешности измерений. 5

8.5 Методы измерений. 6

8.6. Требования безопасности. 6

8.7. Требования к квалификации операторов. 6

8.8. Условия измерений. 6

8.9. Перечень средств измерений для проверки. 8

8.10. Подготовка к выполнению измерений. 9

8.11. Расчёт допускаемой относительной погрешности измерительного канала. 9

8.11.1. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала. 9

8.11.2 Погрешности трансформаторов тока. 10

8.11.3 Погрешности трансформаторов напряжения. 11

8.11.4. Погрешность трансформаторной схемы подключения счётчика. 11

8.11.5. Погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счётчика к ТН. 11

8.11.6. Погрешности счётчиков электроэнергии. 12

8.12. Контроль точности результатов измерений. 14

Приложение 8.1. 16

8.1. Общие положения.

Настоящая часть технорабочего проекта освещает вопросы метрологического обеспечения точности учёта количества электроэнергии, согласно «Правилам учета электрической энергии» с помощью ИИК.

Метрологическое обеспечение проектируемых , необходимых для обеспечения качества измерений, важнейшей характеристикой которого является единство измерений.

Метрологическое обеспечение измерений регламентируется нормативными и методическими документами (Законы РФ, Гражданский кодекс РФ, стандарты, правила, положения, инструкции, рекомендации, указания, ведомственные приказы и др.).

Аппаратная реализация данного проекта подкреплена ПР 50.2.002-94, МИ 2304-94, ГОСТ , ГОСТ , МИ 2158-91, ГОСТ и сопровождается всеми необходимыми для эксплуатации документами, инструкциями и руководствами по эксплуатации.

Ввод (ТТ и ТН) по ГОСТ 8.217-87 (СТ СЭВ 5645-86) и измерительных каналов в целом по Методике поверки АВОД.466364.007 МП и в порядке, установленном РД 34.11.205-88 или другими нормативными документами, в строгом соответствии с требованиями ГОСТ Р8. и МИ 2439-97. Поверка выполняется аттестованными рабочими эталонами согласно ПР 50.2.006-94 и ПР 50.2. в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.2.007.14-75 и ГОСТ .

Работы по поверке средств измерения и измерительных каналов должны выполнять поверители, аттестованные в порядке, установленном ПР 50.2.012-94 и организациями, аккредитованными по ПР 50.2.008-94 или ПР 50.2.013-97.

По выполнению вышеизложенных мероприятий АИИС подвергается испытаниям и заносится в Государственный реестр средств измерений в порядке, установленном ПР 50.2.009-94.

8.2. Общие требования к метрологическому обеспечению

В соответствии с п. 9.1 РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учёту электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» на стадии проектирования определяется погрешность измерительных каналов, и обеспечивается её минимизация.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС определяются классом точности ТТ, ТН, счётчиков и сопротивлением кабельных линий от ТН до счетчика. Технические средства, обеспечивающие передачу измерительной информации от , не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов.

На каждый элемент АИИС (измерительный трансформатор, счётчик электроэнергии) имеется документ, нормирующий его метрологические характеристики. Счётчики имеют сертификаты об утверждении типа и внесены в Государственный реестр средств измерений (СИ).

В соответствии с п.1.5.15 «Правила устройства электроустановок» допустимый класс точности расчётных счётчиков электроэнергии – 0,5.

Для присоединения расчётных счётчиков электрической энергии класс точности измерительных трансформаторов (п. 1.5.16 ПУЭ) должен быть не хуже 0,5.

8.3. Проверка измерительной цепи трансформатора напряжения по допустимому падению напряжения

Все счётчики подключены отдельной, от цепей РЗА, кабельной линией.

Падение напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

, где

ток нагрузки, протекающий в кабеле, А,

сопротивление кабеля, Ом,

где

нагрузка ТН, ВА:

где

- число счетчиков, мощность которых передается по данному кабелю,

– нагрузка счетчиков для цепей напряжения.

, где

- длина кабеля, м,

- удельное сопротивление меди, ;

– сечение кабельной линии, мм2.

Падение напряжения на участке от трансформаторов напряжения до счетчиков учета электроэнергии должно составлять не более 0,25%Uн, при подключении от трансформатора напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1.0 (п. 1.5.19 ПУЭ).

В соответствии с требованиями по механической прочности принимается кабель сечением 2,5 мм2.

По результатам расчёта падение напряжения на участке измерительной цепи от ТН до счётчика не должно превышать 0,25 % от номинального напряжения ТН.

8.4. Требования к погрешности измерений

Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью, обеспечиваемой счётчиками электроэнергии, устройством сбора и передачи данных, измерительными трансформаторами и линиями присоединения счётчиков к ТН.

За погрешность измерений в точке учёта электроэнергии принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения , равной 0,95.

Пределы основных допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов должны соответствовать нормам, указанным в таблице 8.1.

Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов
в настоящем разделе не предъявляются.

Таблица 8.1. Пределы основных допускаемых относительных погрешностей ИИК.

Значение cosφ	Норма основной допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса, %
Для области нагрузок до 5 %	Для области малых нагрузок (5-20% включи­тельно)	Для диапазона на­грузок 20-120 %
cosφ=0,5 - 0,8	не регламентируется	не хуже 5,5 %	не хуже 3,0 %
cosφ=0,8 - 1,0	не регламентируется	не хуже 2,9 %	не хуже 1,7 %

8.5 Методы измерений

Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учёта) при помощи счётчика электроэнергии.

Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренной при помощи счётчиков.

Результаты измерения электроэнергии и мощности, получаемые в виде аналоговых сигналов, выводятся на дисплей счётчиков в цифровом виде.

8.6. Требования безопасности

При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

8.7. Требования к квалификации операторов

Выполнение измерений осуществляется лицами, подготовленными в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

8.8. Условия измерений

При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений и условия применения средств измерения должны находиться в допускаемых границах, указанных в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Условия измерения электроэнергии и мощности.

Влияющие факторы
Наименование параметров составляющих ИИК	Нормальные значения влияющих факторов	Допускаемые по нормативным документам на СИ	Фактические за учетный период
Ток: ТТ Счетчик	5(1)* А 5(1)*А	**(5-120)% I1ном (2 – 120)% Iном	**(5-100)% I1ном (5 – 100)% Iном
Напряжение: вторичной обмотки ТН счетчика	100 В 100 В (380 В)	(80 – 120)% U1ном (-20..+30)% Uном	(97 – 107)% U1ном (-3..+7)% Uном
Коэффициент мощности:		0,5 инд.- 1- 0,8 емк.	0,5 инд. - 1
Потери напряжения в цепи ТН:		не более 0,25%	см. паспорта-про­токолы
Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cosφ=0,8 инд.	(25-100)% от Sном (75-100)% от Sном	При Sном=10 ВА (25-100)% от Sном: При Sном=5 ВА (75-100)% от Sном:	(75-100)% от Sном
Частота: ТТ и ТН Счетчик	50 Гц 50 Гц	(95-105)%fном (95-105)%fном	(99,9-100,2)%fном (99,9-100,2)%fном
Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН Счетчик УСПД	20 °С 20 °С 20 °С	(-40…50) °С (-40…70) °С (-25…60) °С	(-30…35) °С (15…30) °С (15…30) °С
Влажность (неконденсирующаяся), %:		от 0 до 98	40-60

* В скобках указано для присоединений с номинальным значением тока равным 1 А во вторичной цепи измерительного трансформатора тока.