Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

целостности и достоверности данных учета, г) автоматического архивирования данных в стандартных базах данных (БД) и т.д.

Допускается совместная работа программного комплекса верхнего уровня системы учета как с уникальной (фирменной), так и стандартными базами данных под соответствующими системами управления этими базами данных (СУБД). Выбор базы данных и СУБД для каждой конкретной системы учета определяет ее заказчик.

71.База данных программного комплекса верхнего уровня системы расчетного учета должна содержать в отдельной своей части необработанные данные учета, полученные непосредственно с баз данных счетчиков и (или) необработанных баз данных УСПД. Длительность хранения этих данных должна быть не менее 36 месяцев. Допускается хранение этой информации на твердотельных носителях (типа, например, CD или флэшпамяти) в специальных защищенных хранилищах. Разрядность хранения данных учета в базе данных должна обеспечивать представление данных с точностью, не ухудшающей точность получения первичных данных учета.

При записи данных расчетного учета в базу данных верхнего уровня системы учета необходимо обеспечить выполнение операции по их достоверизации (проверки на ошибки, на баланс по различным интервалам времени и по объектам учета и т.д.). Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета не должен ухудшать в процессе своей работы метрологические характеристики первичных данных учета, полученных с нижнего уровня системы учета.

При хранении и обработке измерительных данных на верхнем уровне системы учета рекомендуется использовать точность представления измерительной информации не хуже 0, 01%, алгоритмы округления с симметричным округлением и без накопления погрешностей при выполнении последовательных цепочек вычислительных операций любой длины

Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета (модулей, выполняющих функции законодательной метрологии) требует валидации объектов (объективного подтверждение того, что требования, предназначенные для конкретного использования, выполнены) на стадии сдачи его в эксплуатацию.

Программный комплекс верхнего уровня системы расчетного учета должен иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью стандартных и иных средств защиты (паролей, ключей, регистраторов и т.п.).

72.Дополнительные требования к программному комплексу верхнего уровня системы учета для центров сбора и обработки данных (ЦСОД) крупномасштабных систем учета (типа АСКУЭ облэнерго) приведены ниже.

ЦСОД должны оборудоваться техническими комплексами - сервером, выполняющим функции коммуникационного сервера, сервера базы данных и WEB-сервера, в промышленном исполнении, рассчитанным на непрерывный режим работы, и рабочими станциями (автоматизированными рабочими местами - АРМ пользователей). Для пользовательских программ рекомендуется применять WEB-технологии.

Комплексы должны использовать единые классификаторы объектов базы данных, позволять фиксировать замену счетчиков в точках учета, задавать режимы их опроса, обеспечивать корректность данных и параметров, считываемых со счетчиков и помещаемых

вбазу, а также непрерывность и полноту данных в базе.

Должна быть обеспечена возможность просмотра базы по выбранным точкам учета, интервалам времени и типам данных, а также возможность установки для каждой точки учета при автоматическом опросе допустимого значения времени запаздывания данных/параметров, после превышения которого должно генерироваться аварийное сообщение. Если за указанное время не удается считать данные или сохранить их в базе данных, должна фиксироваться соответствующая ошибка, а данные должны быть запрошены повторно через определенный интервал времени. При невозможности дистанционного считывания данных с нижнего уровня системы учета должна быть предусмотрена возможность альтернативного считывания и занесения данных в базу (например, с

переносного средства приборного учета). При плановых и аварийных заменах счетчиков должна быть предусмотрена возможность санкционированной ручной коррекции базы данных с учетом времени отсутствия приборного учета в соответствующей точке учета.

Комплексы должны фиксировать все события, искажающие функционирование системы (сбой связи, сбой операционной системы или прикладной программы, неисправность счетчика или УСПД и т.д.), выдавать оперативно соответствующую информацию администратору системы и генерировать суточные и месячные сводные отчеты об ошибках. Должна быть обеспечена возможность автоматической и ручной коррекции базы данных после различных сбоев.

Комплексы должны через заданные интервалы времени автоматически проверять время и дату устройств нижнего уровня систем учета и при необходимости осуществлять их коррекцию.

Комплексы должны обеспечивать регистрацию прав пользователей по уровням доступа, идентификацию и аудит всех их действий. В зависимости от уровня доступа пользователю должно представляться ограниченное по уровню количество информации (пунктов меню, счетчиков и т.д.).

Другие детальные требования к программному комплексу верхнего уровня систем расчетного учета определяются заказчиками конкретных систем учета.

ГЛАВА 7 УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

73.Учет активной электроэнергии и мощности на электростанциях должен производиться в рамках станционных систем расчетного и технического учета (АСКУЭ электростанций), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

Рекомендуется создавать системы учета в рамках станционных систем комплексного учета всех энергоносителей (электроэнергии, газа, воды, тепловой энергии и т.д.).

74.Средства расчетного учета на электростанциях должны устанавливаться для учета электроэнергии, потребленной раздельно на собственные (СН) и хозяйственные (ХН) нужды, отпущенной в сети энергосистемы и пользователей, а также для учета усредненных значений мощности (нагрузки), отпускаемой электростанциями в сети за контрольные периоды времени по соответствующим присоединениям.

Средства расчетного учета активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

для межсистемных линий электропередачи для учета отпущенной и (или) принятой энергии - счетчики прямого и обратного потока электроэнергии.

для линий всех напряжений, отходящих от шин электростанции и принадлежащих потребителям - счетчики прямого потока электроэнергии.

для линий, отходящих к потребителю и питающихся по блочной схеме (генератор - трансформаторлиния), устанавливаются счетчики прямого потока электроэнергии.

для линий ХН и потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций. При питании группы потребителей от отдельного трансформатора, как правило, - на стороне высшего напряжения трансформатора. При питании от различных трансформаторов или секций шин СН – на каждой линии, отходящей к потребителю.

для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (секционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - счетчик прямого и обратного потока электроэнергии.

Для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения выше 1 кВ СН, расчетные счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения.

Если ТСН электростанции питаются от шин напряжением 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на

стороне низшего напряжения трансформаторов. В этом случае при учете электроэнергии на СН к показаниям расчетных счетчиков следует добавлять потери электроэнергии в трансформаторах СН. Рекомендуется устанавливать в таких случаях и при условии экономической целесообразности расчетные счетчики с функцией учета потерь в ТСН.

Средства технического учета активной электроэнергии на электростанции рекомендуется устанавливать:

для каждого генератора для учета всей выработанной генератором электроэнергии. для каждого присоединения шин генераторного напряжения, причем для

присоединения, по которому возможна реверсивная работа - счетчик прямого и обратного потока электроэнергии.

75. Потери электроэнергии в элементах сети главной схемы соединений электростанции, находящейся на самостоятельном балансе, должны относиться к расходу электроэнергии на этой электростанции. Оборудование и внутристанционные линии, потери электроэнергии в которых относятся к потерям в указанной электросети, включают:

главные (повышающие) трансформаторы и автотрансформаторы связи; распределительные устройства; трансформаторы собственных нужд; линии электропередачи и шинопроводы;

отдельно стоящие подстанции (находящиеся на балансе электростанции).

Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанций, находящихся на самостоятельном балансе (блок-станций), как при отпуске, так и при получении электроэнергии из сетей энергосистемы должны относиться к расходу электроэнергии на блок-станции.

При наличии на блок-станции шин нескольких классов напряжения и транзита электроэнергии через главные трансформаторы дополнительные потери электроэнергии в трансформаторах от этих перетоков следует относить к потерям в сетях энергосистемы.

76. Для контроля достоверности учета электроэнергии на электростанции необходимо ежесуточно составлятьбаланспо даннымстанционнойсистемыучета.

Вбалансдолжнывключатьсяследующиесведения: выработкаэлектроэнергиигенераторами(WГ); поступление электроэнергииотэнергосистемы(WЭС); расходэнергиинасобственныенужды(WСН); расходэнергиинахозяйственныенужды(WХН); расходэнергиинапроизводственныенужды(WПН);

отпуск электроэнергиисшинэлектростанциипотребителямпо классамнапряжений(WОП); отпуск электроэнергиисшинэлектростанциивсетиэнергосистемы(WОС);

потериэлектроэнергиивэлементахглавнойсхемысоединенийэлектросети( WСС).

Все составляющие баланса электроэнергии следует принимать на основе ее измерения с помощью расчетных счетчиков, счетчиков технического учета и других средств учета, входящих в состав системы учета (УСПД, компьютеров).

77.Потери электроэнергии в главных трансформаторах электростанции должны определяться на основании показаний счетчиков. В случае невозможности выполнения прямых измерений, потери разрешается определять расчетным путем:

постоянные потери - с использованием технических данных трансформаторов (данных последних испытаний или при их отсутствии - паспортных данных) и продолжительности их работы в часах;

переменные потери — на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

78.Для анализа и обеспечения достоверности учета необходимо на верхнем уровне системы учета определять и сравнивать значения фактического (НБФЭ) и допустимого (НБД) небалансов. Допустимый небаланс определяется интегральной величиной погрешностей измерения электроэнергии и входит как составная часть в измеренные значения электроэнергии (не относится к потерям электроэнергии).

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса:

НБФЭ<НБД.

Фактический небаланс определяется по составляющим ежесуточного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле:

НБФЭ= [(WГ+WЭС ) - (WСН +WХН +WПН) - (WОП +WОС) -ΔWСС]* 100%/(WГ +WЭС) (7.1)

Составляющие формулы (7.1) расшифрованы в пункте 76. Значение допустимого небаланса следует определять по формуле:

где δni (δoi) - суммарная относительная погрешность i-го измерительного канала, состоящего из измерительных ТН и ТТ, счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию;

dni (doi) - доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-й измерительный канал - см. формулу (7.3.);

k - число измерительных каналов, учитывающих электроэнергию, поступившую (отпущенную) на шины (с шин) электростанции;

т — число измерительных каналов, учитывающих отпущенную (поступившую) электроэнергию (в том числе на собственные и хозяйственные нужды электростанции).

Долю электроэнергии, учтенной i-м измерительным каналом, следует определять по формуле:

di =Wi / Wп(о) (7.3)

где W i - количество электроэнергии, учтенной i-м измерительным каналом за отчетный период;

Wп(о) - суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) электростанции за отчетный период.

Предел допустимой относительной погрешности i-го измерительного канала определяется по формуле (2.1).

Если значение фактического небаланса, полученное по формуле (7.1), больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (7.2), необходимо выявить причины этого и принять меры по их устранению.

79. Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока должен производиться на электростанциях трехфазными счетчиками прямого или прямого-обратного потоков электроэнергии класса точности не ниже 0,5S (при необходимости - дополнительно прямогообратного потока реактивной электроэнергии класса не ниже 1.0).

Для технического учета допускается использовать электронные счетчики класса не ниже 1.0 по активной электроэнергии.

80. Расчетный учет на присоединениях главной схемы электростанции с годовым оборотом энергии по ним (в одном или двум направлениям) более 100 тыс. МВт∙ч (0,1 млрд. кВт∙ч) должен производиться счетчиками класса 0,2S с применением измерительных ТТ такого же класса, установленных в каждой фазе указанного присоединения.

81. В точках расчетного учета на электростанции должны устанавливаться счетчики с однотипными цифровыми интерфейсами и протоколами обмена данными по этим интерфейсам.

Рекомендуется использовать счетчики с сетевыми интерфейсами типа, например, Ethernet.

Вцелях унификации и снижения эксплуатационных затрат рекомендуется использовать на электростанции счетчики одного изготовителя (при условии обеспечения этим изготовителем всей требуемой на электростанции номенклатуры типов счетчиков).

82. Систему учета электростанции рекомендуется строить в рамках единого станционного здания по двухуровневой схеме со сбором данных учета непосредственно со счетчиков на локальную вычислительную сеть (ЛВС) электростанции (без применения УСПД). В случае необходимости допускается использование УСПД.

Вкачестве среды сбора данных рекомендуется использовать стандартные каналы ЛВС (оптоволокно, коаксиальный кабель, экранированную витую пару).

Детальные требования к системам учета электростанций должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, разработанные соответствующими электростанциями, утвержденные или согласованные РУП-облэнерго и Министерством энергетики Республики Беларусь.

ГЛАВА 8 УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

83.Учет активной электроэнергии и мощности в сетях должен производиться в составе сетевых систем расчетного и технического учета (АСКУЭ сетей), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

Учет должен организовываться применительно к подстанциям и линиям электропередачи энергосистемы и ее субъектам (структурным подразделениям): районам электрических сетей (РЭС) и филиалам электрических сетей (ФЭС).

84.Средства расчетного учета должны устанавливаться на подстанциях сетей для учета электроэнергии, поступившей на их шины из сетей и отпущенной в сети энергосистемы и потребителей, а также для учета расхода электроэнергии на собственные (СН) и хозяйственные нужды (ХН).

Расчетными являются средства учета, учитывающие электроэнергию, отпущенную другой стороне. Средства учета, учитывающие электроэнергию, полученную от другой стороны, являются контрольными. Класс точности расчетных и контрольных средств должен быть одинаков.

Средства расчетного учета активной электроэнергии должны устанавливаться на подстанциях энергосистемы:

для каждой отходящей линии электропередачи, относящейся к потребителям, - один счетчик, учитывающий отпущенную электроэнергию. Допускается устанавливать расчетные счетчики не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда: а) прямой учет потребителя с подстанции энергосистемы невозможен из-за присоединения к питающему фидеру одновременно нескольких потребителей (фидер общего пользования); б) трансформаторы тока на подстанции, выбранные по условиям тока короткого замыкания или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии;

для межсистемной линии электропередачи - счетчики прямого-обратного потока электроэнергии, учитывающие полученную и отпущенную электроэнергию с обоих концов линий. При наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - счетчики прямого-обратного потока, учитывающие полученную и отпущенную электроэнергию, устанавливаются на питающих линиях подстанций этих энергосистем. Потери электроэнергии в межсистемной линии должны относиться к той энергосистеме, которой принадлежит данная линия. Если граница раздела находится на трассе линии и ее отдельные участки принадлежат соответственно двум и более энергосистемам, то потери электроэнергии в линии распределяются между энергосистемами пропорционально протяженности этих участков. Потери электроэнергии должны измеряться счетчиками с соответствующими функциями или определяться расчетным путем на основе измерений -

трансформатора. Допускается установка счетчика на стороне низшего напряжения (при этом к показаниям расчетных счетчиков следует добавлять потери электроэнергии в трансформаторах СН). Рекомендуется в последнем случае устанавливать счетчик с функцией учета потерь в ТСН;

для каждой линии ХН или посторонних потребителей, присоединенных к шинам СН, - счетчик отпущенной электроэнергии;

для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (секционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - счетчик прямого и обратного потока (в случае возможности включения через указанный выключатель межсистемной линии), а в иных случаях, когда обходным (шиносоединительным) выключателем может включаться только тупиковая линия – счетчик отпущенной электроэнергии.

85. Для контроля достоверности учета электроэнергии на подстанции необходимо ежесуточно в автоматическом режиме составлять баланс по данным системы учета подстанции. В баланс должнывключатьсяследующиеданные:

поступление электроэнергиинашиныподстанции(WП); отпуск электроэнергии(WО);

расходэлектроэнергиинасобственные(WСН) ихозяйственныенужды(WХН)подстанции; потериэлектроэнергиивсиловыхтрансформаторах подстанции( WТР).

Все составляющие баланса электроэнергии должны быть измерены с помощью средств расчетного (при необходимости технического) учета.

При значительной протяженности на подстанции шинопроводов 330 кВ и выше в целях повышения точности определения фактического небаланса рекомендуется учитывать потери на корону по утвержденной методике.

86.Потери электроэнергии в силовых трансформаторах подстанции должны определяться на основании показаний счетчиков. В случае невозможности выполнения прямых измерений, потери допускается определять расчетным путем:

а) постоянные потери - с использованием технических данных последних испытаний (или при их отсутствии - паспортных данных) трансформаторов и продолжительности их работы в часах;

б) переменные потери — на основе фактического графика нагрузки трансформаторов.

87.Для анализа и обеспечения достоверности учета электроэнергии в системе учета подстанции необходимо определять и сравнивать значения фактического НБФЭ и допустимого НБД небалансов.

Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса:

НБФП<НБД.

Если значение фактического небаланса превышает его допустимое значение, персоналу необходимо выявить причину этого и принять меры по их устранению.

Фактический небаланс по подстанции определяется по составляющим ежесуточного баланса электроэнергии и рассчитывается по формуле:

НБФП= (WП - WО - WСН - WХН -ΔWТР) 100% / WП (8.1)

Составляющие формулы (8.1) расшифрованы в пункте 85.Значение допустимого небаланса следует определять по формуле (8.2).

88. Значение фактического небаланса НБФР в границах балансовой принадлежности сетей энергосистемы и ее структурных подразделений (РЭС, ФЭС) следует определять по формуле:

НБФР= (WП - WО - WПН -ΔWСЕТИ) 100% / WП (8.2),

где WП - поступление электроэнергии в сеть (отпуск в сеть); WО - полезный отпуск электроэнергии, включая расход электроэнергии на ХН; WПН - расход электроэнергии на ПН; WСЕТИ - потери электроэнергии в сети данного структурного подразделения, включая расход электроэнергии на СН подстанций.

Определение фактического небаланса электроэнергии по РЭС, ФЭС или РУПоблэнерго должно производиться путем расчета по установленным методикам потерь электроэнергии на ее транспорт с учетом коммерческих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения, включая и сети 0,4 кВ.

Значение допустимого небаланса электроэнергии по РЭС, ФЭС, РУП-энерго в целом, определяется по формуле:

где m — суммарное количество точек учета, фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии и отдачу электроэнергии особо крупным потребителям (применительно к соответствующему структурному подразделению);

δpi — погрешность измерительного канала i-й точки учета — см. формулу (2.1); di — доля электроэнергии, учтенной i-й точкой учета;

δр3 — погрешность измерительного канала (типопредставителя) трехфазного потребителя (ниже 750 кВ • А);

δp1 — погрешность измерительного канала (типопредставителя) однофазного потребителя;

n3— число точек учета трехфазных потребителей (кроме учтенных в числе m), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d3;

n1 — число точек учета однофазных потребителей (кроме учтенных в числе т), по которым суммарный относительный пропуск электроэнергии составляет d1.

Указанный допустимый небаланс является составляющей коммерческих потерь электроэнергии.

89. Измерительные ТТ для подключения расчетных счетчиков подстанции на присоединениях всех классов напряжения должны иметь класс точности не ниже 0,5S.

Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока должен производиться на подстанциях трехфазными счетчиками прямого или прямого-обратного потоков электроэнергии класса точности не ниже 0,5S (при необходимости, дополнительно прямого - обратного потока реактивной электроэнергии класса не ниже 1.0).

Для технического учета допускается использовать электронные или индукционные счетчики класса не ниже 1.0.

Расчетный учет на присоединениях подстанции с годовым оборотом энергии по присоединению более 100 тыс. МВт∙ч (0,1 млрд. кВт∙ч) должен производиться счетчиками класса 0,2S с применением измерительных ТТ такого же класса, установленных в каждой фазе указанного присоединения.

90. В точках учета на подстанции должны устанавливаться счетчики с однотипными цифровыми интерфейсами и протоколами обмена данными по этим интерфейсам.

Рекомендуется использовать в целях унификации и снижения эксплуатационных затрат на подстанциях отдельного РЭСа или всех РЭСов областной энергосистемы счетчики

одного изготовителя (при условии обеспечения этим изготовителем всей требуемой номенклатуры типов счетчиков).

Систему учета сетей рекомендуется строить по трехуровневой схеме со сбором данных учета со счетчиков на УСПД (каждое УСПД реализует сбор данных по объекту учета - подстанции) и далее по каналам связи – в центры сбора и обработки данных (ЦСОД) соответствующих структур энергосистем: РЭС, ФЭС, РУП-облэнерго. В случае установки на подстанции счетчиков, способных выполнять функции сбора данных УСПД, допускается использовать один из счетчиков в качестве УСПД без установки на подстанции отдельного УСПД.

В качестве среды сбора данных по объектам учета рекомендуется использовать оптоволоконные линии, коаксиальный кабель или экранированные витые пары, а для сбора данных с УСПД в ЦСОД – проводные и беспроводные каналы связи различных видов (выделенные телефонные каналы, PLC каналы по ЛЭП, радиоканалы, оптические каналы и др.).

Для сбора данных с объектов учета в ЦСОД рекомендуется использовать отраслевой Интранет и корпоративные вычислительные сети. Длительное и непрерывное применение в этих целях (из-за недостаточной безопасности и негарантированной доставки данных) публичных сетей - Интернета и сети операторов сотовой мобильной связи - запрещается. Использование сотовой мобильной связи разрешается только в качестве резервного канала связи. Допускается использовать публичные телефонные сети в случае представления ими выделенных телефонных каналов.

Детальные требования к системам учета электросетей должны устанавливаться в технических условиях и технических заданиях на проекты конкретных систем учета, разработанные соответствующими сетями.

ГЛАВА 9 УЧЕТ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

91. Учет активной электроэнергии (мощности) в электроустановках промышленных потребителей должен производиться в составе пользовательских систем расчетного и технического учета (АСКУЭ промышленность), реализуемых согласно общим требованиям настоящих Правил.

На границе балансовой принадлежности сетей энергоснабжающей организации и промышленных потребителей (на соответствующих подстанциях энергоснабжающей организации и потребителей) должны устанавливаться средства расчетного учета активной электроэнергии для коммерческих расчетов между сторонами за отпущенную (потребленную) активную электроэнергию (мощность).

Присоединение к сетям энергоснабжающей организации электроустановок потребителей (потребителей-перепродавцов, абонентов и субабонентов), не оснащенных средствами расчетного учета, запрещается с момента ввода в действие настоящих Правил.

92. Если граница балансовой принадлежности проходит в точке присоединения (ячейке) линии потребителя на подстанции энергоснабжающей организации, то средства расчетного учета устанавливаются на этой подстанции.

По соглашению сторон разрешается установка средств расчетного учета на противоположных концах отходящих линий (на подстанциях потребителя) с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линиях на потребителя. При этом потребитель должен обеспечить возможность дистанционной передачи данных учета со своей системы расчетного учета в энергоснабжающую организацию в унифицированном отраслевом протоколе АСКУЭ или в протоколе АСКУЭ энергоснабжающей организации. Порядок реализации дистанционной передачи данных в энергоснабжающую организацию осуществляется по соглашению сторон и в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

Если граница балансовой принадлежности проходит в ячейке линии на подстанции потребителя, то средства расчетного учета устанавливаются на этой подстанции. При этом потребитель должен обеспечить возможность дистанционной передачи данных учета со своей системы расчетного учета в энергоснабжающую организацию. Установка средства расчетного учета на противоположных концах питающих линий (на подстанциях энергоснабжающей организации) с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линиях на энергоснабжающую организацию разрешается по соглашению сторон.

Если граница балансовой принадлежности проходит в промежуточной точке линии электропередачи, то средства расчетного учета устанавливаются по соглашению сторон на подстанции энергоснабжающей организации или потребителя, с отнесением технологического расхода электроэнергии и потерь в линии на соответствующие стороны с коэффициентом, прямо пропорциональным длине участка линии, находящемся на балансе соответствующей стороны.

93.В тех случаях, когда точка измерения не совпадает с точкой учета, в точках измерения рекомендуется устанавливать счетчики расчетного учета с функцией коррекции показаний учета по расчетным характеристикам участков линий, создающих соответствующие потери электроэнергии.

При отсутствии расчетного счетчика с функциями расчета потерь определение величины технологического расхода электроэнергии и потерь электроэнергии на участке линии электропередачи между точкой измерения и точкой учета электроэнергии разрешается производить расчетным путем энергоснабжающей организации совместно с потребителем согласно действующим нормативно-техническим документам и с указанием этих величин в договоре электроснабжения.

Технологический расход электроэнергии и потери электроэнергии в электросети абонента, связанные с передачей электроэнергии субабонентам, относятся на счет субабонентов пропорционально их доле электропотребления.

94.Средства расчетного учета должны устанавливаться на подстанциях потребителя,

независимо от границы балансовой принадлежности сетей потребителя и энергоснабжающей организации, в том случае, если к линии электропередачи энергоснабжающей организации присоединены два или более потребителей (линия общего пользования). На подстанции энергоснабжающей организации, от которой отходит такая линия, должны устанавливаться средства технического учета.

Коррекция показаний расчетных счетчиков потребителей, присоединенных к линии общего пользования, учитывающая потери в элементах сети, должна выполняться в соответствии с пунктом 93.

95. Средства расчетного учета на подстанции потребителя должны устанавливаться:

вячейках ввода каждой питающей линии на секцию шин, независимо от наличия учета энергоснабжающей организации на другой стороне этой линии (если по соглашению сторон не предусмотрено иное);

вячейках каждого отходящего фидера, к которому подключена нагрузка отдельного субабонента. В том случае, если учет нагрузки субабонентов невозможен с подстанции абонента (к отходящему фидеру подключены нагрузки различных потребителей или субабонентов), то средства расчетного учета должны устанавливаться в распределительных вводных устройствах субабонентов. Для субабонентов каждой тарификационной группы следует устанавливать соответствующие средства расчетного учета;

на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении. На стороне низшего напряжения силовых трансформаторов, если последние на стороне высшего напряжения включены через выключатели нагрузки и отделители или разъединители и предохранители. Допускается установка счетчиков на сторонах среднего и низшего напряжения трансформаторов в случае, когда измерительные ТТ на стороне высшего напряжения, выбранные по условиям

тока короткого замыкания или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных измерительных ТТ отсутствует обмотка класса точности 0,5S. В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока для включения счетчиков расчетного учета в ячейках ввода на секции шин подстанции невозможна (из-за ограничения места в КРУ, КРУН), допускается организация учета в ячейках на отходящих линиях 6-10 кВ.

в ячейках ТСН, если электроэнергия, потребляемая на СН, не учитывается другими счетчиками (при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения ТСН).

Измерительные ТТ для присоединения счетчиков расчетного учета трансформаторного включения абонентов и субабонентов на учетных присоединениях всех классов напряжения должны иметь класс точности не ниже 0,5S, а их количество должно соответствовать количеству подключенных фаз переменного тока.

96. Расчетный учет активной электроэнергии трехфазного тока всех классов напряжений у потребителей и их субабонентов должен производиться трехфазными трехэлементными счетчиками активной энергии класса точности не ниже 1.0, а однофазного тока - однофазными счетчиками класса точности не ниже 1.0.

Для питающих вводов напряжением 6-10 кВ и выше должны устанавливаться счетчики класса 0,5S.

Для технического учета допускается использовать электронные или индукционные счетчики класса не ниже 2.0.

Трехфазные расчетные счетчики промышленных потребителей и их субабонентов должны соответствовать общим требованиям к счетчикам, указанным в главе 4 настоящих Правил (в частности, требованиям пп.45-54). Дополнительно они должны обеспечить выполнение следующих условий и функций:

рабочие климатические условия: температура (-20…+550С), влажность (30…90%); наличие в счетчике оптического порта для настройки и параметризации счетчика; наличие в счетчике электронного табло с возможностью отображение на нем данных

учета с числом десятичных разрядов не менее восьми (при условии, что отображение данных является встроенной функцией счетчика как элемента системы учета);

наличие в счетчике не менее двух паролей для доступа к его настройке и параметризации;

учет активной (и реактивной) электроэнергии и усредненной мощности в одном или двух направлениях (по необходимости);

вычисление и хранение графика усредненной мощности (профиля нагрузки) по всем каналам измерения с глубиной хранения при 30-минутном усреднении мощности не менее 60 суток (интервал усреднения рекомендуется выбирать из ряда 3,15,30 и 60 мин);

хранение потребленной месячной электроэнергии с разбивкой по тарифным зонам на период не менее 13 месяцев, включая текущий месяц;

хранение максимальных тарифных мощностей в часы пикового потребления за сутки на период не менее 13 месяцев, включая текущий месяц;

обеспечение обработки тарифных накоплений электроэнергии и ее максимальных тарифных мощностей по независимым друг от друга зонам суток;

ведение журнала событий с регистрацией в нем последовательности следующих событий за период регистрации (длительность периода регистрации рекомендуется программировать из ряда 1, 2, 3, 6 или 12 месяцев): 1) общее количество отключений напряжения и суммарная длительность его отсутствия по каждой фазе, 2) три последних отключений напряжения с указанием времени и даты их начала и окончания, 3) количество попыток несанкционированного доступа к счетчику путем ввода неверного пароля и три последние попытки ввода с указанием времени и даты их осуществления, 4) количество перепрограммирований счетчика с указанием времени и даты осуществления трех