Работа по совершенствованию приборного учета электрической энергии ведется по двум направлениям:

• замена индукционных приборов учета электроэнергии на электронные приборы учета;
• внедрение автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии – АСКУЭ.

Рост доли парка электронных счетчиков электрической энергии

Однофазные счетчики электрической энергии (по состоянию на конец периода)

Трехфазные счетчики электрической энергии (по состоянию на конец периода)

Системы энергоучёта позволяют производить учёт потребления электроэнергии и тепла на объектах жилого, коммерческого и производственного назначения. Системы могут учитывать потребление энергоресурсов на уровне дома, районов, города, населенного пункта с единым диспетчерским и финансовым центрами.

Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) — система технических и программных средств для автоматизированного сбора, передачи, обработки, отображения и документирования процесса выработки, передачи и (или) потребления электрической энергии (мощности) по заданному множеству пространственно распределенных точек их измерения, принадлежащих объектам энергоснабжающей организации или абоненту.

Функции системы АСКУЭ:

• автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах (согласно ОАО АТС — 30 мин.);
• хранение параметров учёта в базе данных;
• обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии;
• обеспечение контроля за соблюдением режимов энергопотребления;
• вывод расчетных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора;
• ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.

Динамика внедрения АСКУЭ промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и выше (по состоянию на конец периода)

По состоянию на 01.01.2020 86,8% промышленных предприятий оснащены системой АСКУЭ.

Динамика внедрения АСКУЭ-быт в многоквартирных жилых домах (по состоянию на конец периода)

Количество АСКУЭ-быт в многоквартирных домах за период с 2010 по 2019 годы увеличилось в 6,2 раза (с 1980 до 12280).

Энергетический учет на промышленном предприятии относится к оперативному моменту или к текущему периоду. Однако, когда говорят «энергетический учет», имеют в большинстве случаев учет оперативный.

Соответственно решаемым задачам следует различать разновидности энергетического учета:

а) по назначению: учет потребления энергии на энергетических вводах предприятия — для финансовых расчетов с энергоснабжающими организациями (коммерческий учет); внутренний учет расходов энергии заводскими потребителями — для внутрипроизводственных нужд ( технический учет);

б) по видам учитываемых энергоресурсов: учет расходов топлива, электрической и тепловой энергии, холода, сжатого воздуха и газов, холодной воды и др.;

в) по характеру учитываемых показателей: количественный (учет весовых или объемных показателей расхода энергоресурсов) и качественный (параметрический — фиксация качественных показателей, параметров);

г) по методам учета: приборный, расчетный, приборно-расчетный.

Коммерческим учетом, согласие Правилам устройства электроустановок (ПУЭ), должно быть охвачено 100 % потребителей, причем предписывается вести такой учет только и исключительно приборным методам — по установленным на предприятии (на вводе — в «точке расчета») счетчикам электроэнергии, теплоты, топлива и т.д. Однако требуется учитывать не только количество отпускаемой и потребляемой энергии, но и максимумы нагрузок. А приборами для определения и фиксации совмещенного максимума нагрузки (предприятия имеют, как правило, несколько вводов) оснащены далеко не все потребители.

Учет расхода энергоресурсов на предприятии осуществляется приборным, расчетным или приборно-расчетным методами.

Для управления энергетикой промышленного предприятия необходима должная организация не только оперативного, но и статистического (текущего) учета. Энергетические показатели производства содержатся в документах внутризаводского учета и отчетности (журналах, ведомостях, сводках, рапортах, справках и т.п.), используемых во внутрицеховых службах, представляемых в заводоуправление, а также включаемых во внешнюю ведомственную, муниципальную и государственную отчетность. Имеются и чисто энергетические отчетные документы.

Контрольные вопросы:

1) Что представляет собой система планово-предупредительных ремонтов в энергетике? Какова ее цель?

2) Что включает в себя текущий ремонт и капитальный ремонт?

3) В чем разница понятий: ремонтный цикл и межремонтный период?

4) Какие способы ремонтного обслуживания используют при проведении ППР? Перечислите преимущества и недостатки каждого способа.

5) Назовите виды энергетического учета

Для того чтобы вести автоматизированный учет электроэнергии, существуют специальные решения — АСКУЭ (или АИИС КУЭ). Они представляют собой комплекс из приборов учета, средств передачи информации (коммуникаций) и специализированного ПО.

Функции системы

Автоматизированный учет электроэнергии

Функционал автоматизированных систем коммерческого учета включает множество аспектов:

• своевременный контроль потребления электроэнергии каждым абонентом;
• отсутствие необходимости в прямом доступе к прибору учета для проверки показаний;
• постоянное отслеживание работоспособности и состояния счетчиков;
• возможность осуществления расчета по нескольким тарифам (например, дифференцированным с учетом времени суток);
• выявление потерь электроэнергии, локализация проблемных точек;
• оперативное выявление фактов хищения электроэнергии;
• возможность значительно уменьшить число линейного персонала (контролеров-обходчиков);
• существенное снижение затрат на организацию выписки счетов и обслуживание точек учета;
• повышение ответственности абонентов в вопросах оплаты счетов;
• исключение человеческого фактора и связанных с этим неточностей из процедуры снятия показаний со счетчика;
• максимально оперативное получение данных о потреблении абонентами электроэнергии.

Ключевая задача систем учета — максимально точное измерение энергии (переданной и потребленной) для корректной оплаты в рублях по заданным тарифам, хранение результатов измерений в течение длительного срока и обеспечение доступа к этим данным для осуществления расчетов.

Второй ключевой аспект — аналитический. Автоматизированный учет электроэнергии — эффективный инструмент для оптимизации работы частного сектора, многоквартирных домов и предприятий, управляющих и энергосбытовых компаний и т. д. За сравнительно небольшой промежуток времени (1–2 месяца) можно выявить основные проблемы энергетической сферы: неграмотная компоновка сетей, неисправности оборудования, хищения и т. д. Сегодня энергосбережение — это не просто тренд, а одно из самых важных условий производственной оптимизации, и без комплексного учета здесь не обойтись.

Однофазный многотарифный счётчик НЕВА МТ 115 AR2S GSMNBPC 5(80)A

Трёхфазный многофункциональный счётчик НЕВА СТ414 в боксе

АСКУЭ обеспечивает высокую точность измерений. Вкупе с возможностью длительного хранения данных, такая система максимально упрощает решение любых спорных ситуаций между потребителями и поставщиками энергоресурсов.

Отдельно стоит поговорить об экономических преимуществах данной системы. Контроль — сам по себе средство снижения расходов, исключающее переплату. Однако автоматизированный учет дает возможность не только меньше платить потребителям, но и значимо снизить финансовую нагрузку для всех, кто связан с поставками электроэнергии. Возможность автоматизировать расчеты, позволяет оперативнее выставлять квитанции, а значит, упрощает и ускоряет поступление платежей. Все расчеты становятся прозрачнее, что снижает риск ошибок и мошенничества. Упрощается интеграция с финансово-расчетными организациями и структурами.

АСКУЭ — удаленный сбор показаний со счётчиков

АСКУЭ — удаленный сбор показаний со счётчиков

Еще одно важное направление — совершенствование инженерно-технической сферы. Интеграция автоматизированного учета электроэнергии в структуру частного сектора, многоквартирных домов и предприятий, управляющих и энергосбытовых компаний позволяет:

• провести модернизацию диспетчерского управления;
• улучшить оперативность и общую эффективность аварийных служб;
• упростить подготовку ППР (планово-предупредительных ремонтов);
• более продуктивно планировать и реализовывать техническое переоснащение;
• получать полную картину энергопотребления и энергораспределения, что важно и для оптимизации, и для повышения инвестиционной привлекательности компании.

В техническом плане актуален также фактор оперативности — возможности сегодняшних систем коммуникации и IT позволяют очень быстро организовывать даже сильно разветвленные, сложные учетные комплексы.

Основные элементы автоматизированных систем учета

Система АСКУЭ состоит из нескольких основных компонентов:

1. средства измерения — электрические счетчики;
2. информационные элементы — устройства сбора и передачи данных;
3. программное обеспечение верхнего уровня.

1. Счетчики энергии — основа любого учетного комплекса. Сегодня используются микропроцессорные модели с цифровым интерфейсом.

Счетчики подразделяются по классу точности — 1,0; 0,5S и т. д. Для коммерческого учета рекомендуется выбирать более высокий класс прибора.

Средства измерения различают и по наборам функций. Для современных цифровых счетчиков доступны в зависимости от конфигурации:

• учет энергии (активной и реактивной);
• фиксация показателей максимальной мощности для заданного временного интервала;
• хранение полученных данных в собственной памяти;
• измерение не только количества, но и качества электроэнергии (ток, напряжение, частота, провалы напряжения, сдвиг фаз и др.).

Данные передаются сразу в готовом формате — в киловатт-часах (кВт/ч), при этом для передачи достаточно промежутка в несколько секунд. При плохой связи или ее отсутствии данные не пропадают — собственная память счетчика позволяет хранить измерения в течение нескольких месяцев. Передача информации сопровождается ее проверкой на подлинность, что обеспечивает полную достоверность показателей.

Вариант цифрового интерфейса обычно выбирается с учетом конфигурации конкретной учетной системы и стоящих перед ней задач.

1. УСПД (устройства сбора и передач данных) — это промежуточные звенья, собирающие информацию со счетчиков, проводящие ее обработку и передачу на более высокий уровень.
2. Для окончательного хранения, анализа данных, обмена информацией с поставщиком либо другими предприятиями используются ПК со специальным программным обеспечением.

Основные виды автоматизированных систем учета

Существуют 2 основных категории комплексов для автоматизированного учета электроэнергии:

• системы коммерческого учета;
• системы технического учета.

Разница заключается в задачах и сфере применения.

Учет коммерческой направленности предназначен для осуществления расчетов с поставщиком энергии. Такие системы применяются:

• в жилом секторе (включая частное домостроение);
• загородных домах и дачах;
• сетях потребительской сферы.

Имеются комплексы коллективного учета, дающие возможность обслуживать от нескольких десятков до нескольких сотен абонентов.

Коммерческий учет работает со стабильной, неизменной схемой электроснабжения, параметры которой закладываются в АСКУЭ еще на этапе проектирования. В дальнейшем изменения в подобной системе могут производиться только по согласованию с поставщиком энергии.

Технический учет ориентирован на обеспечение контроля потребления и распределения энергии внутри частного сектора, многоквартирных домов и предприятий. Фактически, это учет в первую очередь «для себя», а не для поставщиков. Его особенности:

• гибкость — требования и условия работы производства постоянно меняются;
• работа со значительным количеством точек учета.

Кроме того, такой контроль является важным звеном комплексного информационного пространства, предполагающего наблюдение операторов за всеми управленческими и производственными процессами.

Предложение ООО «ТАЙПИТ-ИП»

Компания «Тайпит-ИП» реализует современные продукты для автоматизированного высокоточного учета электроэнергии (системы «Нева-1», «Нева-2», «Нева-3») и компоненты для них.

Система «Нева-1»

Счетчик «Нева МТ 114 AS»

Формат реализации приборов и комплектующих — оптовые партии. Сотрудничество осуществляется с деловыми партнерами и дистрибьюторами. Подробнее — в соответствующем разделе сайта https://www.meters.taipit.ru/catalog/aiis/

Глава 1.5. Учет электроэнергии

1.5.1. Настоящая глава Правил содержит требования к учету электроэнергии в электроустановках. Дополнительные требования к учету электроэнергии в жилых и общественных зданиях приведены в гл. 7.1.

1.5.2. Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее.

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

1.5.3. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п.

Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

Общие требования

1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

1) выработанной генераторами электростанций;

2) потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций;

3) отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;

4) переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

5) отпущенной потребителям из электрической сети.

Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;

составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;

контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии.

1.5.5. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Пункты установки средств учета электроэнергии

1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.

1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;

2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, — по два счетчика со стопорами;

3) для межсистемных линий электропередачи — два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;

4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 1.5.10).

Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков;

5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).

Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;

6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;

7) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

1.5.8. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий.

1.5.9. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10);

2) для межсистемных линий электропередачи — по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы — по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;

3) на трансформаторах СН;

4) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т. п.), присоединенных к шинам СН.

5) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков.

1.5.10. Расчетные счетчики, предусматриваемые в соответствии с 1.5.7, п. 4 и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.

1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

2) на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5.

В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН), допускается организация учета на отходящих линиях 6-10 кВ.

Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии;

3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей;

4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения;

5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе.

Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.

1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

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

2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.

Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

Требования к расчетным счетчикам

1.5.13. Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке — пломбу энергоснабжающей организации.

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.

1.5.14. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков.

1.5.15. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены ниже:

Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ·А и более	0,5 (0,7)*
Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВ·А	1,0
Прочие объекты учета	2,0

*Значение, указанное в скобках, относится к импортируемым счетчикам.

Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.

Учет с применением измерительных трансформаторов

1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока.

Трансформаторы напряжения, используемые для присоединения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.

1.5.17. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%.

1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами.

Допускается производить совместное присоединение токовых цепей, если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, а совместное присоединение не приводит к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока, служащих для учета, и обеспечивает необходимые характеристики устройств релейной защиты.

Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 1.5.21).

1.5.19. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.

Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 1,5% номинального напряжения.

1.5.20. Для присоединения расчетных счетчиков на линиях электропередачи 110 кВ и выше допускается установка дополнительных трансформаторов тока (при отсутствии вторичных обмоток для присоединения счетчиков, для обеспечения работы счетчика в требуемом классе точности, по условиям нагрузки на вторичные обмотки и т. п.). См. также 1.5.18.

1.5.21. Для обходных выключателей 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов тока на одну ступень по отношению к указанному в 1.5.16.

Для обходного выключателя 110 кВ и шиносоединительного (междусекционного) выключателя 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5; при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень.

Такое же включение счетчиков и снижение класса точности трансформаторов тока допускается для шиносоединительного (междусекционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110-220 кВ со встроенными трансформаторами тока.

1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четерех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции.

1.5.23. Цепи учета следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки.

Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей.

Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.

1.5.24. Трансформаторы напряжения, используемые только для учета и защищенные на стороне высшего напряжения предохранителями, должны иметь контроль целости предохранителей.

1.5.25. При нескольких системах шин и присоединении каждого трансформатора напряжения только к своей системе шин должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на трансформаторы напряжения соответствующих систем шин.

1.5.26. На подстанциях потребителей конструкция решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования.

Рукоятки приводов разъединителей трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должны иметь приспособления для их пломбирования.

Установка счетчиков и электропроводка к ним

1.5.27. 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.

Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами.

Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом 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.

1.5.28. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15+25°С. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года.

1.5.29. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках.

Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

1.5.30. 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. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей).

1.5.31. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. 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.

1.5.32. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4.

1.5.33. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается.

1.5.34. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19).

1.5.35. При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения 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.

1.5.36. 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 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

1.5.37. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями гл. 1.7. При этом заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.

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

Технический учет

1.5.39. На тепловых и атомных электростанциях с агрегатами (блоками), не оборудованными информационными или управляющими вычислительными машинами, следует устанавливать стационарные или применять инвентарные переносные счетчики технического учета в системе СН для возможности расчетов технико-экономических показателей. При этом установка счетчиков активной электроэнергии должна производиться в цепях электродвигателей, питающихся от шин распределительного устройства основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд, и в цепях всех трансформаторов, питающихся от этих шин.

1.5.40. На электростанциях с поперечными связями (имеющих общий паропровод) должна предусматриваться на стороне генераторного напряжения превышающих трансформаторов техническая возможность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля правильности работы расчетных генераторных счетчиков.

1.5.41. Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше энергосистем.

Указанные требования к установке счетчиков электроэнергии подлежат реализации по мере обеспечения счетчиками.

1.5.42. На предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применения инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфабриката.

Допускается установка счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистем.

На установку и снятие счетчиков технического учета на предприятиях разрешения энергоснабжающей организации не требуется.

1.5.43. Приборы технического учета на предприятиях (счетчики и измерительные трансформаторы) должны находиться в ведении самих потребителей и должны удовлетворять требованиям 1.5.13 (за исключением требования о наличии пломбы энергоснабжающей организации), 1.5.14 и 1.5.15.

1.5.44. Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии должны соответствовать значениям, приведенным ниже:

Для линий электропередачи с двусторонним питанием напряжением 220 кВ и выше, трансформаторов мощностью 63 МВ·А и более	1,0
Для прочих объектов учета	2,0

Классы точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

Промышленные предприятия потребляют электроэнергию, природный газ, тепловую энергию, горячую воду, холодную воду, сжатый воздух, кислород, азот, аргон и другие энергоресурсы. Затраты на энергоснабжение – одна из основных расходных статей в бюджете предприятия. Как эти затраты распределяются по производственным подразделениям, цехам и участкам? Когда, где, в каком объеме, в каких условиях предприятие потребляет энергоресурсы? Какова доля потерь и нерационального использования? На каких участках потери наиболее существенны? Редкое промышленное предприятие может ответить на эти вопросы без проведения глубокого энергетического обследования!

Автоматизированные системы технического учета энергетических ресурсов позволяют на непрерывной основе получать, накапливать и предоставлять специалистам информацию о распределении и потреблении энергоресурсов по производственным подразделениям. Они обеспечивают:

• непрерывный приборный учет потребления энергоресурсов на уровне отдельных цехов, производственных линий и отдельных установок;
• предоставление специалистам оперативного доступа к информации по фактическому энергопотреблению;
• предоставление смежным информационным системам данных для контроля расчетов с субабонентами, мониторинга индикаторов энергетической эффективности, прогнозирования потребностей в ТЭР и планирования закупок;
• снижение трудозатрат на получение и обработку данных; упрощение и повышение эффективности анализа и планирования и режимов энергоснабжения;
• автоматизацию формирования отчетности по распределению и потреблению энергоресурсов.

Подход к внедрению систем технического учета энергетических ресурсов

При разработке программ внедрения систем энергоучета мы исходим из того, что Заказчику требуется не «система энергоучета» сама по себе, а инструмент поддержки принятия решений по контролю и управлению энергозатратами. Такой подход позволяет сконцентрироваться на выполнении первостепенных задач: обеспечении прозрачности затрат, уменьшении потерь и предоставлении исходных данных для выявления наиболее существенных источников повышения энергоэффективности.

Основные временные и финансовые затраты при внедрении систем технического учета энергоресурсов приходятся на создание и модернизацию узлов учета, количество которых на отдельных предприятиях может исчисляться тысячами. В целях оптимизации сроков реализации и бюджета проектов, предполагающих создание большого количества новых узлов учета, компания «Сумма технологий» обеспечивает максимально возможную унификацию применяемых технических решений с учетом специфики точек учета и разрабатывает программы поэтапного создания и интеграции узлов учета в единую систему.

Подход к разработке программ поэтапного создания и интеграции узлов учета

В рамках разработки программы модернизации и создания узлов учета мы:

1. Уточняем цели заказчика по полноте учета потребления энергоресурсов. Практика показывает, что оптимальное соотношения затрат на установку приборов учета и прозрачности энергетического баланса обеспечивается при оснащении автоматизированными системами энергоучета всех объектов, обеспечивающих суммарно не менее 80% объема энергопотребления, а также всех объектов мощностью более 3 МВт. Отметим, что установка приборов учета на объектах, мощность потребления которых составляет более 5 МВт для электроэнергии, более 0,2 МВт/час для тепловой энергии или более 0,02 МВт/час для природного газа, в соответствии с требованиями ст.13 Федерального закона №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» является обязательной.
2. Выясняем общую структуру энергопотребления по производственным подразделениям и группам основного технологического оборудования;
3. Уточняем границы проекта по типам энергоресурсов (электроэнергия, природный газ, тепловая энергия, продукты разделения воздуха и т.п.), видам учета (коммерческий, технический), уровням энергоучета (поагрегатный/межцеховой), охватываемым подразделениям, типам агрегатов;
4. Проверяем соответствие существующих на предприятии узлов учета требованиям проекта по полноте и точности учета, по возможностям интеграции;
5. Определяем перечень интегрируемых в систему, модернизируемых, создаваемых узлов учета с указанием точек учета, типов средств измерения, интерфейсов сбора данных;
6. Формируем и утверждаем программу поэтапной разработки, установки и интеграции узлов учета в единую информационную систему.

Такой подход позволяет обеспечить необходимую для анализа и поддержки принятия решений в области энергоменеджмента, полноту и точность данных по фактическому энергопотреблению и при этом сократить первоначальные затраты на проект, обеспечив его экономическую целесообразность и инвестиционную привлекательность для Заказчика.

Основные технические решения для систем технического учета ТЭР

Проекты создания автоматизированных систем учета энергоресурсов включают в себя:

1. средства измерений (измерительные трансформаторы, датчики расхода, температуры, давления);
2. шкафы учета энергоресурсов: вторичные преобразователи (электросчётчики, тепловычислители, устройства сбора и передачи данных), преобразователи интерфейса, сетевое оборудование, блок питания;
3. серверы сбора и обработки информации;
4. автоматизированные рабочие места оперативного персонала и удаленных пользователей.

Узлы технического учета энергоресурсов

Для учета электрической энергии применяется трехуровневая система, в которой подключение к электросети производится через измерительные трансформаторы тока и напряжения, первичные данные поступают на электросчетчик и далее на устройство сбора и передачи данных (УСПД).

Узел учета жидких и газообразных энергоносителей (тепловой энергии, природного газа, ХВС, ГВС, продуктов разделения воздуха) представляет собой комплекс оборудования, включающий первичный преобразователь расхода (сужающее устройство, трубка Вентури, осредняющая напорная трубка, турбинный счетчик или датчик расхода), датчики давления, температуры, вычислитель, преобразователь интерфейсов, сетевое оборудование, блок питания. Конструктивно узел учета может быть реализован как в моноблочном исполнении, когда расходомер и вычислитель размещены в едином корпусе, так и в раздельном исполнении, кода вычислители устанавливаются отдельно в удобном для доступа месте.

Выбор первичных преобразователей расхода осуществляется с учетом особенностей точек учета:

1. тип измеряемой среды (жидкие теплоносители, газообразные продукты, пар, сточные воды);
2. эксплуатационные характеристики трубопровода (конфигурация, диаметр, расход, давление, температура энергоносителя);
3. климатические условия эксплуатации.

Например, для измерения расхода газообразных продуктов в трубах диаметром до 300мм обычно применяются расходомеры на базе ОНТ, при диаметре от 60 до 300 мм. – расходомеры погружного типа, до 60 мм. – проточного типа.

Система сбора и обработки данных по энергопотреблению

Для подключения узлов учета к информационной сети компании они оснащаются преобразователями интерфейса и сетевыми коммутаторами. Если прямое подключение к локальной сети невозможно или нецелесообразно, сбор данных с узла учета осуществляется по беспроводному каналу связи.

Уровень сбора и обработки данных составляют:

1. серверы ввода/вывода, обеспечивающие сбор верификацию, сжатие данных и передачу их на серверы СУБД;
2. серверы СУБД, выполняющие функции хранения и представления информации по запросам пользователей.

Для повышения отказоустойчивости системы уровень сбора и обработки данных может быть выполнен с применением резервирования.

Основные функциональные возможности систем технического учета энергоресурсов

Системы технического учета топливно-энергетических ресурсов предназначены для получения достоверной информации о распределении и потреблении различных энергоресурсов внутри предприятия. Они позволяют решить следующие задачи:

1. Учет энергоресурсов на уровне отдельных производственных подразделений (переделов, участков, цехов, производственных линий), агрегатов и технологических установок;
2. Предоставление объективной информации для контроля и управления распределением энергоресурсов. Ведение схем распределения электроэнергии, расчет согласованных балансов по видам энергоресурсов;
3. Предоставление объективной информации по поставкам ТЭР субабонентам;
4. Формирование оперативной и сводной отчетности заданных форм с различной периодичностью (смена, сутки, месяц и т.д.);
5. Непрерывный мониторинг исправности датчиков, счетчиков, каналов связи;
6. Хранение и предоставление пользователям ретроспективной информации о распределении и потреблении энергоресурсов в формате графиков, таблиц, диаграмм, панелей показателей и т.д.