Buderus-trade.ru

Теплотехника Будерус
2 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АСКУЭ)

Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АСКУЭ)

Коммерческий учёт электроэнергии — это измерение количества отпущенной и потреблённой электрической энергии при взаиморасчётах между потребителем и энергосбытовой компанией. Он включает в себя сбор, хранение, обработку и передачу данных, полученных с индивидуальных и коллективных приборов учёта.

Для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учёта электроэнергии и мощности, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчётных документов и передачи информации об измеряемых параметрах на сервер сбора данных предназначается Автоматизированная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АСКУЭ).

Помимо АСКУЭ, в электросетевом комплексе применяется также термин АИИС КУЭ — автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии.

С технической точки зрения различий между этими двумя терминами почти нет:

  • Требования к АСКУЭ определяются «Основными положениями функционирования розничных рынков электроэнергии» (утверждены Постановлением Правительства РФ от 04 мая 2012 года № 442).
  • Требования к АИИС КУЭ определяются Приложением № 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра оптового рынка электроэнергии (утверждено Протоколом № 12/ 2015 заседания Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» от 21 августа 2015 года).

Понятие АСКУЭ применяется в отношении розничных поставщиков и потребителей электроэнергии, в то время как АИИС КУЭ — в отношении её производителей и оптовых поставщиков, где наличие автоматизированной информационно-измерительной системы является основным условием для выхода на оптовый рынок. Кроме того, АИИС КУЭ подлежит обязательной регистрации в Росреестре и аттестации сертификационной экспертной компанией, имеющей необходимые лицензии.

В перечень основных функций АСКУЭ (АИИС КУЭ):

  • Автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления электроэнергии по каждой точке (группе точек) учёта.
  • Хранение параметров в базе данных.
  • Обеспечение многотарифного учёта потребления электроэнергии.
  • Обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления.
  • Вывод расчётных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию оператора.
  • Ведение единого системного времени с возможностью его корректировки.

АСКУЭ (АИИС КУЭ) условно делится на три уровня:

  1. Нижний уровень составляют интеллектуальные приборы учёта (далее – счётчики) электроэнергии с цифровыми выходами. Они обеспечивают непрерывное измерение параметров потребления энергоресурса в определённых точках и передачу данных на следующий уровень без участия обходчиков и контролёров. Для снятия показаний и обслуживания системы АСКУЭ достаточно одного диспетчера.
  2. Средний уровень состоит из устройств сбора и передачи данных, которые обеспечивают круглосуточный опрос приборов учёта в режиме реального времени и передают информацию на верхний уровень.
  3. Верхний уровень — центр сбора и обработки информации (далее – ЦСОИ), на который поступают данные со всех устройств сбора, включённых в систему. На этом уровне используется программное обеспечение АСКУЭ (АИИС КУЭ), которое делает возможными визуализацию и анализ полученной информации, подготовку отчётной документации, начисление оплаты по показаниям, отображение данных учёта на сервере.

Счетчики применяются однофазные, либо трехфазные, прямого или трансформаторного подключения. Класс точности для счётчиков коммерческого учета, включённых в такие системы, должен соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Счетчики прямого подключения обычно применяются при номинальном токе в сети до 100 ампер. При номинальном токе свыше 100 ампер необходима установка понижающих измерительных трансформаторов тока (ИТТ), с выходным током 5 ампер.

Измерительные цепи напряжения счетчика так же могут быть подключены напрямую к шинам распределительного устройства, при напряжении в сети до 380 вольт, либо через понижающие измерительные трансформаторы напряжения (ИТН) с выходным напряжением 100 вольт.

Для преобразования полученной информации от счетчика и передачи ее в центр сбора и обработки информации абонента, гарантирующего поставщика, сетевой организации, используются преобразователи интерфейса, устройства сбора и передачи данных (далее — УСПД) и GSM-модемы. Кроме того, некоторые счетчики и УСПД могут иметь встроенный GSM-модем.

УСПД позволяет собирать, хранить, обрабатывать и отправлять информацию о потреблении электроэнергии в автоматическом режиме без использования сервера ЦСОИ.

Для удобства использования счетчики, приборы сбора и передачи данных и средства связи устанавливаются в отдельном закрытом шкафу или щите.

Все измерительные устройства АСКУЭ (АИИС КУЭ) подлежат обязательному опломбированию, а доступ к ним должен быть организован только по согласованию с ответственными лицами.

Данные собранные АСКУЭ (АИИС КУЭ) направляются потребителю электрической энергии, гарантирующему поставщику, сетевой организации:

  • Потребители электрической энергии – лица, приобретающие электрическую энергию для собственных бытовых и (или) производственных нужд (в ред. Федерального закона от 27.07.2010 N 191-ФЗ);
  • Гарантирующий поставщик электрической энергии — коммерческая организация, обязанная в соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» или добровольно принятыми обязательствами заключить договор купли-продажи электрической энергии с любым обратившимся к ней потребителем электрической энергии либо с лицом, действующим от имени и в интересах потребителя электрической энергии и желающим приобрести электрическую энергию.
  • Сетевая организация – коммерческая организация, которая оказывает услуги по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства (в ред. Федеральных законов от 25.12.2008 N 281-ФЗ, от 29.12.2014 N 466-ФЗ).
Читайте так же:
Экономия электрической энергии с электронным счетчиком

Сетевая организация обязана обеспечить оснащение точек поставки электроэнергии приборами учета и измерительными трансформаторами, а также компонентами, связанными со сбором, обработкой и передачей показаний приборов учета в адрес гарантирующего поставщика, в соответствии с требованиями, установленными Правилами оптового рынка для субъектов оптового рынка и касающимися организации коммерческого учета электрической энергии в указанных точках (группах точек) поставки.

Гарантирующий поставщик обязан обеспечить разработку документов, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, необходимых для установления соответствия автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета техническим требованиям, предъявляемым к субъектам оптового рынка.

Потребитель вправе обеспечить установку (замену) приборов учета самостоятельно. В таком случае потребитель самостоятельно организовывают их допуск в эксплуатацию, а также осуществляют их дальнейшую эксплуатацию.

Для удобства эксплуатации, а также во избежание неучтенных потерь электроэнергии при эксплуатации, счетчики устанавливаются на границе балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между потребителем и сетевой организацией.

При отсутствии технической возможности установки прибора учета на границе балансовой принадлежности, прибор учета подлежит установке в месте, максимально к ней приближенном, в котором имеется техническая возможность его установки. При этом прибор учета может быть установлен в границах объектов электроэнергетики (энергопринимающих устройств) другого смежного субъекта при его согласии. В случае установки прибора учета в границах балансовой принадлежности смежного субъекта, то такой смежный субъект не вправе требовать платы за установку и последующую эксплуатацию такого прибора учета. Неучтенные потери электроэнергии в кабельной линии и трансформаторе рассчитываются в соответствии с Приказом №506 от 07 августа 2014 г. «Об утверждении Методики определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям»

При создании АСКУЭ разрабатываются следующие документы:

  • Техническое задание на создание АСКУЭ (АИИС КУЭ);
  • Технорабочий проект в соответствии с техзаданием с учетом результатов предпроектного обследования;
  • Паспорта-протоколы измерительных комплексов;
  • Методика измерений, включающая алгоритм расчета потерь от точки поставки до точки измерения;
  • Опросные листы;
  • Описание типа системы;
  • Комплект документов, необходимых для регистрации группы точек поставки в торговой системе оптового рынка электрической энергии и мощности (для АИИС КУЭ);

Процесс внедрения АСКУЭ (АИИС КУЭ) включает в себя следующие этапы:

  • Предпроектное обследование;
  • Монтаж элементов измерительные трансформаторы, каналы связи, шкаф учета;
  • Пусконаладочные работы;
  • Приемка в эксплуатацию.

Отдельно для АИИС КУЭ предусматриваются такие этапы как:

  • Испытание на соответствие требованиям Оптового рынка электроэнергии и мощности России (метрологическая аттестация);
  • Передача в опытную эксплуатацию;
  • Приемка из опытной эксплуатации в постоянную эксплуатацию.

АСКУЭ (АИИС КУЭ) позволяет обеспечить точность и прозрачность взаиморасчётов между поставщиками и потребителями, а также реализует:

Класс точности коммерческих счетчиков электроэнергии

Сотрудница самого отдаленного подразделения АО «ККТ» в родном поселке Новый Бор Усть-Цилемского района контролирует процесс передачи односельчанами показаний электросчетчиков

  • Главная />
  • Центр обслуживания клиентов />
  • Коммерческий учет электроэнергии

КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Коммерческий учет — процесс измерения объемов электрической энергии и значений электрической мощности, сбора и обработки результатов измерений, формирования расчетным путем на основании результатов измерений данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) в соответствующих группах точек поставки, а также хранения и передачи указанных данных.

Для коммерческого учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный реестр средств измерений. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

Сетевая организация обеспечивает сбор данных коммерческого учета электрической энергии на границах балансовой принадлежности своих электрических сетей и энергопринимающих устройств потребителей, производителей электрической энергии и смежных сетевых организаций, а также на границах зоны деятельности гарантирующего поставщика и в соответствии с договорами оказания услуг по передаче электрической энергии представляет данные об учтенных величинах переданной электрической энергии и потерях электрической энергии лицам, электрические сети (энергопринимающие устройства, энергетические установки) которых присоединены к электрическим сетям указанной сетевой организации, и (или) обслуживающим их гарантирующим поставщикам (энергосбытовым организациям).

Читайте так же:
Счетчик бетар во владивостоке

Смежные сетевые организации, иные законные владельцы электрических сетей, потребители (обслуживающие их организации) и производители электрической энергии, чьи энергопринимающие устройства (энергетические установки) имеют непосредственное присоединение к электрическим сетям сетевой организации, представляют такой сетевой организации показания расчетных приборов учета, расположенных в границах балансовой принадлежности их электрических сетей (энергопринимающих устройств) с соблюдением формы и периодичности представления, определенных в договорах оказания услуг по передаче электрической энергии. Форма представления показаний расчетных приборов учета должна соответствовать типам приборов учета, которыми в соответствии с настоящим разделом оборудуются точки поставки на розничном рынке.

Сетевые организации вправе проводить проверки соблюдения потребителями условий заключенных договоров, определяющих порядок учета поставляемой электрической энергии, а также наличия у потребителей оснований для потребления электрической энергии.

Смежные сетевые организации, иные законные владельцы электрических сетей, потребители и производители электрической энергии также должны обеспечивать беспрепятственный доступ представителей сетевой организации к приборам учета, расположенным в границах балансовой принадлежности их электрических сетей, для целей осуществления проверки состояния таких приборов учета и снятия проверочных (контрольных) показаний.

Взаимодействие сетевой организации с потребителями в части коммерческого учета, заключения (расторжения) договоров оказания услуг и других вопросов по обслуживанию потребителей осуществляется в соответствии с требованиями единых стандартов качества обслуживания сетевыми организациями потребителей услуг сетевых организаций.

Требования к приборам учета и их установке

Приборы учета — совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметрические датчики, информационно — измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

Счетчик электрической энергии — электроизмерительный прибор, предназначенный для учета потребленной электроэнергии, переменного или постоянного тока. Единицей измерения является кВт/ч или А/ч.

Расчетный счетчик электрической энергии — счетчик электрической энергии, предназначенный для коммерческих расчетов между субъектами рынка.

Для учета электрической энергии используются приборы учета, типы которых утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии и внесены в государственный реестр средств измерений. Классы точности приборов учета определяются в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями, установленными для классификации средств измерений.

Счетчики для расчета с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) сетевой организации и потребителя. В случае если расчетный прибор учета расположен не на границе балансовой принадлежности электрических сетей, объем принятой в электрические сети (отпущенной из электрических сетей) электрической энергии корректируется с учетом величины нормативных потерь электрической энергии, возникающих на участке сети от границы балансовой принадлежности электрических сетей до места установки прибора учета, если соглашением сторон не установлен иной порядок корректировки.

Счетчики должны размещаться в сухих, легко доступных для обслуживания помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0 °С.

Не разрешается устанавливать счетчики 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.

Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), 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.

Читайте так же:
Какой провод тянуть от столба до счетчика

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).

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.

Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380В 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.

Согласно Правилам функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства РФ № 442 от 04.05.2012 г. обязанность по замене приборов учета потребленной электроэнергии, находящихся в собственности потребителей, не зависимо от того, вышли они из строя или морально устарели, возложена на самих потребителей электроэнергии, являющихся собственниками данного прибора.

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

На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 месяцев, а на однофазных счетчиках — с давностью не более 2 лет.

Основным техническим параметром электросчетчика является «класс точности», который указывает на уровень погрешности измерений прибора. В связи с выходом новых Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики введен новый стандарт точности приборов учета в бытовом секторе – 2.0.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» — АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская»

ALL-Pribors default picture

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская»- АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» (далее — АИИС КУЭ), Волгоградская область., г. Фролово, предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» представляет собой многофункциональную, Зх-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее — ИК), измерительновычислительного комплекса электроустановки (далее — ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень — измерительные каналы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1802 RALQ-P4-GB-DW-4 и EA02RAL-P4B-4, класса точности 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень — измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская», созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее -УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005657) и технических средств приема-передачи данных.

3-й — информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (БД) ИВК расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Читайте так же:
Штраф за утерю счетчика электроэнергии

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять

1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр Пд26) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325Н производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера базы данных ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в базу данных ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.

Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры ПА18,

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР» на автоматизированных рабочих местах (АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325H От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД RTU-325^ а от них — и счетчиков АЛЬФА А1800 и ЕвроАЛЬФА, подключенных к УСПД RTU-325Н. В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Сличение времени УСПД RTU-325Н со временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД RTU-325Н осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении часов счетчика и УСПД RTU-325Н на величину ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий

Программное обеспечение

Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» и решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации. Таблица 1 — Сведения о программном обеспечении.

Пункты коммерческого учета электроэнергии ПКУ 6-10 кВ

Пункт коммерческого учета электроэнергии

В соответствии с федеральным законодательством все потребители электроэнергии должны обеспечить учет потребленной энергии. Для этого на границе балансовой принадлежности сетей устанавливаются пункты коммерческого учета электроэнергии ПКУ.

Пункт коммерческого учета на 6-10 кВ обычно устанавливается непосредственно на опоры линий электропередач.

ПКУ обеспечивает учет как активной, так и реактивной мощности. Показания счетчика в автоматическом режиме по сети мобильной связи передаются на диспетчерский пункт автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Кроме того, пункт коммерческого учета может контролировать превышение месячного лимита потребления электроэнергии, потребляемую мощность, качество электроэнергии, а также препятствует хищениям электроэнергии.

Основные параметры, влияющие на стоимость ПКУ:

  1. Номинальное напряжение — 6 или 10 кВ
  2. Рабочий ток, зависящий от мощности подстанции — от 5 до 600 А
  3. Класс точности учета электроэнергии — 0,5, 0,5s, 0,2 или 0,2s
  4. Схема подключения счетчика с двумя трансформаторами тока (2ТТ-3ТН) или с тремя трансформаторами тока (3ТТ-3ТН)
  5. Марка счетчика электроэнергии — Меркурий, СЭТ, ПСЧ, Альфа и др.
  6. Необходимость передачи данных учета в систему АСКУЭ, канал передачи — GSM, GPRS и др.
  7. Климатическое исполнение — У1 (без обогрева шкафа учета) или УХЛ1 (с обогревом шкафа учета)

Для снятия показаний используются следующие схемы подключения трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН): 3ТТ и 3ТН, 2ТТ и 3ТН, 2ТТ и 2ТН.

Схемы подключения счетчика электроэнергии
Схемы подключения счетчика электроэнергии

В сетях с изолированной нейтралью все три схемы подключения допустимы. Никаких дополнительных погрешностей, связанных собственно со схемными решениями нет, в том числе даже при сильной несимметрии, например, при тяговой однофазной нагрузке. Несимметрия же в 5-10% практически не влияет на погрешность измерений.

Читайте так же:
Счетчик потребляемой мощности постоянного тока

Хотя при использующейся в настоящее время на практике оценке погрешностей измерений существенные различия при использовании различных схем подключения счетчика отсутствуют, тем не менее, схема 2ТТ/2ТН практически не используется.

УЗНАТЬ ЦЕНУ

Отправьте запрос в любой форме на электронную почту com@tmtrade.ru . В течение дня мы подготовим для вас предложение со стоимостью и сроком поставки. Или просто позвоните нам по телефону +7 910-973-00-28

Конструкция пункта коммерческого учета 6-10 кВ

ПКУ-10ПКУ в новом корпусе 2019 года

Пункт коммерческого учета ПКУ 6-10 кВ предназначен для учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления в цепях переменного тока напряжением 6 и 10 кВ, номинальным током до 630 А и частотой 50 Гц.

ПКУ может быть использован в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) для передачи данных на диспетчерский пункт контроля, распределения и учета электроэнергии.

В состав пункта коммерческого учета входят:

  • Высоковольтный модуль ВМ;
  • Шкаф учета и передачи данных ШУ;
  • Кабель соединительный;
  • Ограничители перенапряжений ОПН;
  • Монтажный комплект для установки на опору ЛЭП.

По желанию заказчика ПКУ может комплектоваться линейным разъединителем горизонтально-поворотного типа РЛНД-10/400(630) или качающегося типа РЛК-10/630.

Высоковольтный модуль представляет собой цельнометаллический шкаф степени защищенности IP54, защищенный от пыли и водяных брызг. С боков ВМ имеются герметизированные дверцы для доступа к оборудованию. В крышу шкафа вмонтированы проходные изоляторы к которым подключаются главные цепи. На дне корпуса предусмотрены дренажные отверстия для слива конденсата.

Внутри высоковольтного модуля размещаются:

  • Измерительные трансформаторы тока ТТ;
  • Измерительные трансформаторы напряжения ТН;
  • Высоковольтные предохранители;
  • Догрузочные резисторы (при необходимости).

Количество трансформаторов тока и напряжения зависит от схемы измерения: 2ТТ и 2ТН, 2ТТ и 3ТН, 3ТТ и 3ТН. В качестве измерительных трансформаторов используются трансформаторы тока ТОЛ-10, а также трансформаторы напряжения 3*НОЛ-6(10) или 3*НОЛП-6(10). Заказчиком могут быть выбраны и другие типы трансформаторов.

ПКУ-10 кВ ПКУ-10 кВПКУ-10 кВ

Трансформаторы тока и напряжения высоковольтного модуля преобразуют ток и напряжение высоковольтной линии в низковольтные измерительные сигналы, которые по соединительнму кабелю поступают в шкаф учета ШУ.

Шкаф учета может изготавливаться в двух исполнениях — без обогрева (климатическое исполнение У1) и с обогревом (климатическое исполнение УХЛ1). Шкаф учета размещается на высоте человеческого роста на той же опоре ЛЭП, что и высоковольтный модуль.

В шкафу учета могут размещаться:

  1. Счетчик электроэнергииШкаф учета ПКУ
  2. Модем
  3. Клеммная коробка
  4. Термоэлемент с терморегулятором

Передача данных учета электроэнергии в систему АСКУЭ может осуществляеться посредством сети мобильной связи при помощи GSM/GPRS-модемов, по каналам радиосвязи с помощью радиомодемов, по волокно-оптическим линиям связи (ВОЛС) при помощи волокно-оптических модемов, а также по проводной сети.

Для собственных нужд (обогрева ШУ, питания модемов) могут использузоваться дополнительные вторичные обмотки высоковольтных измерительных трансформаторов напряжения.

Высоковольтный модуль и шкаф учета монтируется на опоре ЛЭП при помощи монтажного комплекта, который входит в комплект поставки ПКУ.

Преимущества пунктов коммерческого учета электроэнергии ПКУ «Тяжмаштрейд»

Преимущества ПКУ-10
Герметизация изоляторов битумным герметиком
Преимущества ПКУ-10
Антиконденсатные щели
Преимущества ПКУ-10
Оцинкованные площадки для установки ОПН
Преимущества ПКУ-10
Роботизированная сварка корпуса
Преимущества ПКУ-10
Клеммные колодки по ПУЭ с пломбировкой
Преимущества ПКУ-10
Многожильный соединитель­ный кабель в прорезиненной морозостойкой гофре
Преимущества ПКУ-10
Толщина корпуса — 2 мм
Преимущества ПКУ-10
Порошковая окраска по регламенту ПАО «Россети»
Преимущества ПКУ-10
Степень защищенности корпуса — IP54

Прайс-лист на пункты коммерческого учета электроэнергии

Цены розничные по состоянию на 15.10.2020. Скидки при заказе от двух комплектов. Срок изготовления 5-10 рабочих дней

НаименованиеЦена с НДС
20%, руб.
Схема подключения 2ТТ-3ТН
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 2ТТ-3ТН 0,5 У1 (класс точности — 0,5)162 500,00
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 2ТТ-3ТН 0,5s У1 (класс точности — 0,5s)166 900,00
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 2ТТ-3ТН 0,2(s) У1 (класс точности — 0,2 и 0,2s)174 000,00
Схема подключения 3ТТ-3ТН
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 3ТТ-3ТН 0,5 У1 (класс точности — 0,5)178 100,00
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 3ТТ-3ТН 0,5s У1 (класс точности — 0,5s)182 500,00
Пункт коммерческого учета электроэнергии ПКУ-10(6) 3ТТ-3ТН 0,2(s) У1 (класс точности — 0,2 и 0,2s)191 200,00

Cтандартный комплект поставки ПКУ

1) Высоковольтный модульПКУ-10

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector