Друк

Типові технічні рекомендації

Щодо встановлення та улаштування вузлів обліку, систем АСКОЕ\ЛУЗОД в точках комерційного обліку електричної енергії

 

 Відповідно до вимог п. 5.2.2. Кодексу комерційного обліку електричної енергії (далі-ККОЕЕ) вузли обліку у замовників встановлюються відповідно до технічних рекомендацій, технічних умов (у разі приєднання до електричних мереж) та проектних рішень (проектів).

1. Загальні положення щодо улаштування вузлів обліку електричної енергії

1.1.           Улаштування вузлів обліку електричної енергії ОСР здійснюється у відповідності до таких нормативних документів:

–                  Кодекс комерційного обліку електричної енергії (далі – ККО), затверджений постановою НКРЕКП від №311;

–                   Правила роздрібного ринку електричної енергії (далі – ПРРЕ), затверджені постановою НКРЕКП від №312;

–                  Кодекс систем розподілу, затверджений постановою НКРЕКП від 14.03.2018 №310;

–                  Правила улаштування електроустановок (далі – ПУЕ), затверджені наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості від 20.06.2018 №469;

–                  Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії, затверджена наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості від 06.02.2018 №87;

–                  Порядок продажу, обліку та розрахунків за електричну енергію з альтернативних джерел енергії об'єктами електроенергетики (генеруючими установками) приватних домогосподарств, затверджений постановою НКРЕКП від 27.02.2014 №170;

–                  Порядок купівлі гарантованим покупцем електричної енергії, виробленої з альтернативних джерел енергії, затверджений постановою НКРЕКП від 26.04.2019 №641.

1.2.            Усі поняття та терміни використовуються в значеннях, наведених у вищезазначених нормативних документах.

1.3.           Місце розміщення розрахункових вузлів обліку електричної енергії має вибиратися як найближче до межі поділу мережі за балансовою належністю між учасниками ринку (п.1.5.6. ПУЕ)

1.4.           Місце розміщення вузла обліку має бути захищеним від доступу сторонніх осіб, тварин, птахів, комах тощо, які можуть пошкодити обладнання, віддаленим від займистих матеріалів на відстань не менше 1,5 м в усіх напрямках, безпечним і доступним для проведення обслуговування, ремонту та заміни обладнання, відповідати вимогам правил безпеки та інших відповідних нормативних документів (п.5.1.2., розділ V, ККО).

1.5.           Засоби вимірювальної техніки (далі – ЗВТ) мають бути опломбовані на затискній кришці пломбою оператора системи (п.5.16.2., розділ V, ККО). Пломба з тавром оператора системи мають бути встановлені також пристроях вузла обліку, що закривають: первинні та вторинні кола живлення ЗВТ; кришки важелів і кнопок управління комутаційних апаратів та захисних автоматичних вимикачів, встановлених у цих колах; двері комірок трансформаторів напруги; кришки на зборках і колодках затискачів, випробувальних блоках (КП-25, КП-125 або аналог), апаратних інтерфейсах зв’язку ЗВТ; всі інші пристрої і місця, що унеможливлюють доступ до струмоведучих частин та сигнальних частин (п.5.16.3., розділ V, ККО).

1.6.           Якщо до технологічних електричних мереж основного споживача приєднані електроустановки інших суб’єктів господарювання, власників мереж тощо, розрахунковий облік має бути організований основним споживачем таким чином, щоб забезпечити складення балансу електричної енергії у власних технологічних електричних мережах для проведення комерційних розрахунків відповідно до обраної основним споживачем комерційної пропозиції електропостачальника в розрахунковому періоді (п.5.9.4., розділ V, ККО).

1.7.           У разі спорудження нових трансформаторних підстанцій (переобладнання існуючих трансформаторних підстанцій з заміною силових трансформаторів) на уводах силових трансформаторів необхідно передбачати встановлення вузлів обліку електричної енергії з можливістю дистанційного зчитування та передачі даних.

1.8.            Облік з використанням вимірювальних трансформаторів має відповідати вимогам розділу 1.5 ПУЕ та ККО.

1.9.           Вторинні кола обліку електричної енергії мають відповідати вимогам розділу 3.4 ПУЕ.

1.10.       Для точок комерційного обліку 3-4 рівня напруги вузли обліку електричної енергії мають бути обладнані окремими основним та дублюючим лічильниками, а також окремими трансформаторами струму та/або трансформаторами напруги для основного та дублюючого лічильників відповідно до таблиці 1.

                                                                                                       Таблиця 1

Рівень напруги

Дублюючий лічильник активної електричної енергії

Окремий ТС

Окремий ТН

4
(Un > 154 кВ)

так

так

так

3
 (35 кВ < Un < 154 кВ)

так

так

ні

1.11.       Для основного та дублюючого лічильників дозволяється встановлювати відповідні вимірювальні трансформатори з окремими вторинними обмотками та спільною первинною обмоткою.

1.12.       Мінімальні вимоги до класу точності засобів вимірювальної техніки (лічильників електричної енергії та вимірювальних трансформаторів), що встановлюються у вузлах обліку електричної енергії в залежності від рівня напруги в точці комерційного обліку приймаються відповідно до таблиці 2.

1.13.       Лічильники електричної енергії, що встановлюються на 2-му і вище рівні напруги, мають бути оснащені джерелом резервного електроживлення при зникненні напруги вимірювальних кіл.

 Відповідно до вимог ККОЕЕ встановлення (організація) системи АСКОЕ\ЛУЗОД поширюється на точки комерційного обліку відповідно до рівня напруги та приєднаної потужності в точці вимірювання, а саме:

Рівень напруги

Напруга (Uп)

Клас точності лічильника

4 (надвисока напруга)

Uп > 154 кВ

0,2S

3(висока напруга)

35 кВ < Uп ≤ 154 кВ

0.5S

2 (середня напруга)

1 кВ < Uп ≤ 35 кВ

0.5S-1.0

1 (низька напруга)

Uп ≤ 1 кВ

1.0

 

Рівень напруги

 

Приєднана

потужність

S(повна)/ P(активна)

Наявність функції інтервального обліку та дистанційного зчитування

Наявність зовнішнього джерела резервного живлення лічильника

4

 

понад 63МВА/50МВт

так

так

до 63МВА/50МВт

так

так

 

3

 

понад 63МВА/50МВт

так

так

 

до 63МВА/50МВт

так

так

 

2

 

понад 1МВА(1МВт)

так

так

 

від 160кВА(150кВт) до 1МВА(1МВт)

так

ні

 

до 160кВА(150кВт)

так

ні

 

1

 

понад 160кВА(150кВт)

так**

ні

 

до 160кВА(150кВт)

ні/так**

ні

 

* рівень номінальної напруги в точці вимірювання (у разі застосування вимірювальних трансформаторів – рівень номінальної напруги на первинній обмотці або у первинному колі вимірювального трансформатора струму);

** для точок вимірювання об'єктів (крім багатоквартирних житлових будинків та колективних побутових споживачів) з приєднаною потужністю електроустановок 150 кВт і більше або середньомісячним обсягом споживання електричної енергії понад 50 тис. кВт·год (фактичним за попередні 12 місяців або заявленим для нових електроустановок), генеруючих електростанцій (зокрема генеруючих установок приватних домогосподарств) або якщо це необхідно для забезпечення.

 

2. Улаштування автоматизованих систем

    У відповідності до п.  5.4.1. ККОЕЕ замовник (власник ТКО) забезпечує розробку технічного завдання та проектної документації на  улаштування автоматизованої системи.

    Автоматизована система має створюватися на принципах відкритої системи для забезпечення можливості електронного обміну інформацією на ринку відповідно до встановлених правил та регламентів.

     Створення автоматизованих систем, що використовуються для комерційного обліку, здійснюються відповідно до нормативних документів, у яких зазначаються процедури та стадії створення автоматизованих систем:

- ДСТУ 5003.3-4:2015 «Автоматизовані системи обліку електричної енергії. Структура, функції та види забезпечення. Функції керування і допоміжні функції»;

- ДСТУ 5003.4-2:2015 «Автоматизовані системи обліку електричної енергії. Забезпечення сумісності. Вимоги щодо сумісності на фізичному та канальному рівнях базової еталонної моделі взаємодії відкритих систем»;

- ДСТУ 5003.5-1:2015 «Автоматизовані системи обліку електричної енергії. Розроблення. Стадії та етапи»;

- ДСТУ 5003.6-1:2015 «Автоматизовані системи обліку електричної енергії. Впровадження. Стадії та етапи».

2.1.  Перелік даних, що мають передаватися з вузла обліку до ППКО

Покази лічильників для кожної ТКО за період інтеграції мають зчитуватися зі всіма знаками після коми.

 Обсяг інформації, що збирається за допомогою автоматизованої системи, має включати щонайменше:

-  погодинні результати вимірювання активної електричної енергії та, у разі необхідності, реактивної енергії разом з відповідними часовими відмітками;

- погодинні результати вимірювання активної потужності та, у разі необхідності, реактивної потужності разом з відповідними часовими відмітками;

-  акумульовані (сумарні накопичувальним підсумком) результати вимірювання активної та, у разі необхідності, реактивної енергії за попередні день та місяць;

-  сигнали тривоги з журналу реєстрації подій, якщо встановлений у ТКО вузол обліку передбачає таку можливість.

    Якщо лічильник додатково реєструє відхилення напруги, час та тривалість перерв в електропостачанні, зчитування показників якості електропостачання має включати:

- відхилення усередненого значення напруги на 10-хвилинному проміжку часу +10 % або -10 % від стандартної номінальної напруги - середнє значення напруги в цьому інтервалі та час початку такого відхилення;

- час початку та завершення перерв в електропостачанні.

2.2. Спосіб отримання даних з вузла обліку

     Передача інформації між лічильником та зовнішніми пристроями АС забезпечується через комунікаційний інтерфейс, що є частиною лічильника та дозволяє виконувати дистанційний обмін даними.

     Отримання даних забезпечується з використанням стандартних GPRS /GSM -  терміналів та діючих на території розташування ТКО мереж мобільного зв’язку GPRS /GSM стандарту.

2.4. Граничні показники похибки вимірювання обсягу (кількості) електричної енергії

     Мінімальні вимоги до класу точності та функціональності ЗВТ (лічильників і вимірювальних трансформаторів) у складі вузлів обліку під час проектування в залежності від рівня напруги та потужності для ТКО повинні відповідати вимогам п.  5.13.1 ККОЕЕ:                                                                                                     

 

Таблиця 2

Рівень напруги

 

Приєднана

потужність

S(повна)/ P(активна)

Клас точності

 

лічильники

 

Вимірювальні трансф-ри

активна

енергія

реакт.

енергія

ТС

ТН

 

4

 

понад 63МВА/50МВт

0,2S

2

0,2S

0,2

до 63МВА/50МВт

C(0,5S)

2

0,2S

0,2

3

 

понад 63МВА/50МВт

0,2S

2

0,2S

0,2

до 63МВА/50МВт

C(0,5S)

2

0,2S

0,2

2

 

понад 1МВА(1МВт)

С(0,5S)

2

0,5S

0,5

від 160кВА(150кВт)

до 1МВА(1МВт)

B(1,0)

2

0,5S

0,5

до 160кВА(150кВт)

B(1,0)

2

0,5S

0,5

1

 

понад 160кВА(150кВт)

B(1,0)

2

0,5S

0,5

до 160кВА(150кВт)

A(2,0)

3

0,5S

0,5

    

Облік з використанням вимірювальних трансформаторів має відповідати вимогам  ККОЕЕ та ПУЕ. Вторинні кола обліку електричної енергії мають відповідати вимогам ПУЕ. Періодичні перевірки навантаження у вторинних електричних колах трансформаторів струму і напруги, падіння напруги у вторинних колах трансформаторів напруги необхідно проводити принаймні один раз на три роки.

2.5. Граничні показники розсинхронізації часу

 Для точності кварцового годинника лічильників повинні застосовуватися вимоги ДСТУ EN 62054-21:2015 «Вимірювання електричної енергії змінного струму. Тарифікація та керування навантагою» та ДСТУ EN 62054-21Ч «Додаткові вимоги до вимикачів із часовим механізмом».

     Годинники повинні мати можливість налаштування часу за допомогою інтерфейсу користувача, інтерфейсу зв'язку та повинні бути забезпечені можливістю зовнішньої синхронізації часу за допомогою інтерфейсу зв'язку. Для синхронізації часу годинників застосовуються вимоги ДСТУ EN 62054-21.

     Інтервальні лічильники повинні бути забезпечені джерелом резервного живлення (резервною батареєю). Конструкція резервного живлення повинна гарантувати достатню потужність джерела живлення для забезпечення допустимого відхилення часу годинника від точного часу в межах часових рамок, установлених для синхронізації часу.

2.6. Алгоритм визначення (на основі результатів вимірювань лічильників) даних, що будуть використовуватися для проведення комерційних розрахунків

     Усі операції та розрахунки з використанням результатів вимірювання повинні здійснюватися з усіма значущими цифрами після коми.

     Дані комерційного обліку виражаються:

-  щодо обсягу активної електричної енергії -  у кіловат  -годинах;

-  щодо обсягу реактивної електричної енергії - у кіловат - годинах.

При формуванні даних комерційного обліку електричної енергії алгоритм округлення слід використовувати для кожного значення часового ряду даних і забезпечувати ціле значення даних за таких умов:

- для кожного інтервалу часових рядів значення різниці між округленим і неокругленим значенням активної електричної енергії не повинно перевищувати ± 1кВт·год;

-  у межах кожного часового ряду значення різниці між сумою округлених інтервальних значень і суми неокруглених інтервальних значень активної електричної енергії не повинно перевищувати ± 1 кВт·год;

-  у межах кожного часового ряду не повинні з'являтися від'ємні значення.

Профілювання даних виконується з використанням графіків електричного навантаження відповідних областей/площадок комерційного обліку, розрахованих оператором системи, та/або типових графіків електричних навантажень для певних категорій споживачів.

Сертифіковані дані та агреговані дані комерційного обліку мають включати виміряні або обчислені значення активної енергії та реактивної енергії за кожний розрахунковий період разом із відповідними мітками часу, а також виміряне або обчислене значення для накопиченої активної енергії та реактивної енергії за кожний календарний день (24 години).

2.7. Умови спільного використання обладнання вузла обліку

За запитом основного серверу АСКОЕ ОЗД в лічильнику формуються дані на дату та час опитування. Опитування, збір та передача даних виконується щодобово один раз з 00:00 до 03:00.

За нештатної ситуації Оператор задає періодичність оновлення технологічних параметрів за кожним приєднанням.

Характеристики процесу:

–       ініціатор опитування центральна станція;

–       вид з'єднання: точка-точка;

–       тип передачі: асинхронний старт/стоп.

     Опис процесу:

     Модем комунікаційного пристрою автоматично встановлює GPRS з'єднання з основним сервером АСКОЕ ОЗД. Сервер передає команди на модем, та за допомогою інтерфейсу RS-485 / RS-232 зчитує інформацію з приладів обліку.

 

3. Вимоги до вузлів обліку з інтервальними лічильниками

Інтервальний лічильник має передбачати вбудований або зовнішній пристрій, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання та обладнаний окремими комунікаційними портами для локального та дистанційного доступу, за винятком інтервальних лічильників у ТКО, де не вимагається дистанційне зчитування даних відповідно до п. 5.14.1

Інтервальні лічильники, що встановлюються в ТКО, повинні мати можливість встановлювати такий інтервал вимірювання, щоб результат ділення розрахункового періоду на цей обраний інтервал вимірювання був цілим числом.

Результати вимірювань і сформовані дані комерційного обліку мають містити позначку часу та бути структурованими у часовий ряд.

У відповідності до п. 5.14.5. ККОЕЕ час зберігання даних масиву профіля навантаження у внутрішній пам'яті інтервального лічильника має бути не менше:

1) 1,5 місяця для 15-хвилинного інтервалу вимірювання (якщо нормативними документами вимагається зберігання даних для комерційних розрахунків);

2) трьох місяців для 30-хвилинного інтервалу вимірювання;

3) шести місяців для 60-хвилинного інтервалу вимірювання.

При втраті живлення результати вимірювань електричної енергії та потужності мають зберігатись у вбудованій пам'яті, що здатна зберігати зареєстровані значення, не менше 40 діб (п. 5.14.6. ККОЕЕ)

Для встановлених згідно з Правилами ринку типів і функцій електроустановок використовуються 15-хвилинний інтервал вимірювання для одиниць надання послуг з балансування та одиниць надання допоміжних послуг та 60-хвилинний інтервал вимірювання для одиниць відпуску, а також одиниць відбору та інших ТКО з лічильниками погодинного обліку електричної енергії.

Інтервальні лічильники та допоміжне обладнання, що забезпечує можливість дистанційного зчитування результатів вимірювання, мають відповідати вимогам нормативно-правових актів та нормативних документів щодо комунікаційних систем для зчитування результатів вимірювання з лічильників.

 

4. Розгляд та погодження технічних завдань та проектів на улаштування вузлів обліку та автоматизованих систем

     Технічне завдання на улаштування автоматизованої системи погоджується розробником та затверджується замовником робіт.

     На основі погодженого технічного завдання розробляється проект улаштування автоматизованої системи вузла обліку.

     Проект з улаштування автоматизованої системи в замовників погоджується оператором системи в частині алгоритму розрахунків втрат електричної енергії від точки вимірювання до комерційної межі та алгоритму визначення агрегованих величин, а з відповідним ППКО (у ролі ОДКО) – у частині інформаційної взаємодії.

 

5. Ввід в експлуатацію автоматизованих систем

     Автоматизована система, що забезпечує комерційний облік електричної енергії, приймається в експлуатацію у порядку, встановленому технічною документацією на її створення, де мають бути передбачені вимоги до складу і змісту робіт з підготовки системи до введення в експлуатацію, а також порядок контролю та приймання її в експлуатацію (п. 5.3.4 ККОЕЕ).

     Автоматизована система, що забезпечує комерційний облік електричної енергії, вважається прийнятою в експлуатацію з дати складення та підписання акта прийняття у промислову експлуатацію (п. 5.3.5 ККОЕЕ).

 

Загальні вимоги до приладів обліку, засобів зчитування надані у додатках:

 

Додаток 1 Загальні вимоги до інтервальних (багатофункціональних) лічильників класу точності 0,2(0,5)S

Додаток 2 Загальні вимоги до інтервальних (багатофункціональних) лічильників класу точності 1.0 трансформаторного включення

Додаток 3 Загальні вимоги до інтервальних (багатофункціональних) лічильників класу точності 1.0 прямого включення

Додаток 4 Загальні вимоги до вбудованих модемів (контролерів) для створення каналу зв’язку між лічильником Споживача та сервером АСКОЕ ОСР

 

Споживач має право самостійно придбати засіб вимірювальної техніки, який відповідає вимогам Кодексу комерційного обліку, Закону України "Про метрологію та метрологічну діяльність" та іншим нормативно-правовим актам, що містять вимоги до таких засобів вимірювальної техніки, та надати його постачальнику послуг комерційного обліку для встановлення на своєму об'єкті відповідно до договору про надання послуг комерційного обліку.

Під час купівлі засобу вимірювальної техніки споживач повинен керуватися рекомендаціями постачальника послуг комерційного обліку щодо технічних характеристик такого засобу вимірювальної техніки. Якщо проектні рішення улаштування вузла обліку передбачають дистанційне зняття даних показів, споживач має узгодити з постачальником послуг комерційного обліку тип лічильника електричної енергії. (п. 2.3.8. Правил роздрібного ринку електричної енергії).

Оператор системи має надавати інформацію на власному офіційному веб-сайті щодо рекомендацій до технічних характеристик засобів вимірювання (п. 9.4.1. Правил роздрібного ринку електричної енергії).