- 14.1. Правила учета электрической энергии
- 14.2. Приборы учета электрической энергии
ГЛАВА 14
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТНОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
14.1. Правила учета электрической энергии
Расчеты за потребляемую электроэнергию являются одной из основополагающих позиций договорных взаимоотношений между потребителем и энергоснабжающей организацией, учитывающих интересы обеих сторон.
Требования к расчетным приборам учета электроэнергии являются многогранными и включают в себя достоверность и точность определения расхода электроэнергии с учетом ее потерь в электрических сетях, открытости и доступности результатов измерений на всех этапах производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
Эти вопросы находятся в центре внимания на самом высоком государственном уровне и отражены в ряде законодательных правительственных документов, в том числе:
в Законе Российской Федерации «Об энергосбережении» № 28-ФЗ, принятом Государственной Думой 13 марта 1996 г., в котором указана необходимость обеспечения обязательного приборного учета всего объема производимых и потребляемых энергоресурсов;
в статьях 541, 543 и 544 Гражданского кодекса, в которых подчеркивается, что количество переданной электрической энергии определяется в соответствии с данными приборов учета о ее фактическом потреблении и т. д.;
в постановлении Правительства Российской Федерации от 02.11.95 № 1087 «О неотложных мерах по энергосбережению», на базе которого действуют Правила учета электрической энергии [18];
в Законе Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений», который устанавливает правовые основы обеспечения единства измерений в Российской Федерации, регулирует отношения государственных органов управления РФ с юридическими и физическими лицами по вопросам изготовления, выпуска, эксплуатации, ремонта, продажи и импорта средств измерений и направлен на защиту прав и законных интересов граждан, установленного правопорядка и экономики РФ от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений;
в Законе Российской Федерации «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», принятом Государственной Думой 10 марта 1995 г., который определяет экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ;
в других законодательных, правовых и подзаконных актах, а также в государственных стандартах и ряде нормативно-технической документации.
Настоящие Правила учета электрической энергии определяют общие требования к организации ее учета и взаимосвязь между основными нормативно-техническими документами, действующими в этой области.
Допускается на основании действующих правовых и нормативно-технических документов ведомствами разрабатывать и утверждать в установленном порядке в пределах своей компетенции ведомственные нормативно-технические документы в области учета электроэнергии, не противоречащие утвержденным Правилам учета электрической энергии. Если эти документы содержат требования межведомственного характера, они должны быть согласованы в установленном порядке с Ростехнадзором.
Правила учета электрической энергии являются обязательными при:
осуществлении производства, передачи, распределении и потреблении электрической энергии;
выполнении проектных, монтажных, наладочных и ремонтных работ по организации учета электрической энергии;
обеспечении эксплуатации средств учета электрической энергии.
Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о ее производстве, передаче, распределении и потреблении на оптовом и розничном рынках для решения следующих основных технико-экономических задач:
финансовых расчетов за электроэнергию и мощность между энергоснабжающими организациями и потребителями электроэнергии с учетом ее качества;
определения и прогнозирования технико-экономических показателей производства, передачи и распределения электроэнергии в энергетических системах;
определения и прогнозирования технико-экономических показателей потребления электроэнергии на предприятиях промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунально-бытовым сектором и др.;
обеспечения энергосбережения и управления электропотреблением.
Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества электроэнергии (и в необходимых случаях средних значений мощности):
выработанной генераторами электростанций;
потребленной на собственные и хозяйственные нужды (раздельно) электростанций и подстанций, а также на производственные нужды энергосистемы;
отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к потребителям;
переданной в сети других собственников или полученной от них;
отпущенной потребителям из электрической сети;
переданной на экспорт и полученной по импорту.
Организация учета активной электроэнергии должна обеспечивать возможность:
определения поступления электроэнергии в электрические сети различных классов напряжения энергосистем;
составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистем и потребителей;
контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и балансов электроэнергии;
расчетов потребителей за электроэнергию по действующим тарифам, в том числе многоставочным и дифференцированным;
управления электропотреблением.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.
Учет электроэнергии производится на основе измерений с помощью счетчиков электрической энергии и информационно-измерительных систем.
Для учета электроэнергии должны использоваться средства измерений, типы которых утверждены Госстандартом России и внесены в Государственный реестр средств измерений.
К средствам учета относится 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.
Организация учета электроэнергии на действующих, вновь сооружаемых, реконструируемых электроустановках должна осуществляться в соответствии с требованиями действующей НТД в части:
мест установки и объемов средств учета электроэнергии на электростанциях, подстанциях и у потребителей;
классов точности счетчиков и измерительных трансформаторов;
размещения счетчиков и выполнения электропроводки к ним.
Учет активной и реактивной энергии и мощности, а также контроль качества электроэнергии для расчетов между энергоснабжающей организацией и потребителем производится, как правило, на границе балансовой принадлежности электросети.
Для повышения эффективности учета электроэнергии в электроустановках рекомендуется применять автоматизированные системы учета и контроля электроэнергии, создаваемые на базе электросчетчиков и информационно-измерительных систем.
Лица, выполняющие работы по монтажу и наладке средств учета электроэнергии, должны иметь лицензию на проведение данных видов работ, т. е. документ, удостоверяющий право заниматься указанными видами деятельности, выдаваемый юридическим и физическим лицам органом государственной метрологической службы.
Средства учета электрической энергии и контроля ее качества должны быть защищены от несанкционированного доступа для исключения возможности искажения результатов измерений.
Организация эксплуатации средств учета электроэнергии должна вестись в соответствии с требованиями действующих НТД и инструкций заводов-изготовителей.
Эксплуатационное обслуживание средств учета электроэнергии должно осуществляться специально обученным персоналом.
При обслуживании средств учета электроэнергии должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с действующими правилами.
На основании действующих правовых и нормативно-технических документов ведомства могут разрабатывать и утверждать в пределах своей компетенции ведомственные НТД в области учета электроэнергии, не противоречащие настоящим правилам.
В сроки, установленные Госстандартом России, необходимо производить периодическую проверку средств измерений, используемых для учета электрической энергии и контроля ее качества. Перестановка, замена или изменение схем включения средств учета осуществляется с согласия энергоснабжающей организации.
Помимо Правил учета электрической энергии действует Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), которая содержит основные положения по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении, устанавливает требования к организации, составу и правилам эксплуатации систем учета электроэнергии и мощности. Типовая инструкция предназначена для персонала акционерных обществ энергосистем, проектных организаций и потребителей электроэнергии.
Представители Ростехнадзора имеют право доступа к приборам учета электроэнергии, измерительным комплексам и системе учета в целом на всех электростанциях, подстанциях и предприятиях, расположенных в зоне обслуживания, для выполнения инспекционных и регламентных работ с участием персонала соответствующего энергообъекта (электроустановки).
Каждый измерительный комплекс учета электроэнергии, введенный по нормальной или временной схеме размещения приборов расчетного и технического учета электроэнергии, должен иметь технический паспорт-протокол следующей формы.
ПАСПОРТ-ПРОТОКОЛ
измерительного комплекса
Настоящие Правила учета электрической энергии согласованы с Госстандартом России, Главгосэнергонадзором России и РАО «ЕЭС России» и утверждены в Минтопэнерго Российской Федерации и в Минстрое Российской Федерации.
14.2. Приборы учета электрической энергии
В качестве расчетных и технических (контрольных) средств учета на предприятиях (организациях) используются электросчетчики одно-и трехфазного тока в основном двух типов: индукционные и электронные (1-, 2– и многотарифные), находящие все более широкое применение.
Индукционные трехфазные счетчики активной и реактивной энергии, применяемые в качестве расчетных приборов учета, должны иметь класс точности не ниже 2,5 (0,5; 1,0; 2,0 и 2,5) для активной и не ниже 3 (1,5; 2,0 и 3,0) для реактивной энергии.
Индукционным называется счетчик, в котором магнитное поле неподвижных токопроводящих катушек влияет на подвижный элемент из проводящего материала. Обычно это диск, по которому текут токи, индуцированные магнитным полем катушек.
В соответствии с ГОСТ 6570-75 счетчики характеризуются:
постоянной счетчика С, т. е. числом ватт-секунд, ватт-часов или киловатт-часов, приходящихся на один оборот диска прибора;
передаточным числом А, т. е. числом оборотов диска, которое он должен сделать, чтобы показание счетчика изменилось на 1 кВт-ч;
коэффициентом K счетчика, т. е. числом, на которое нужно умножить показания счетчика, чтобы получить фактический расход электроэнергии, кВт-ч.
Постоянную счетчика С
можно вычислить, используя маркировку на его щитке, по формулам, приведенным в табл. 6.
Таблица 6
Формулы для определения постоянной счетчика С
Одним из недостатков индукционных счетчиков является наличие у них самохода, который представляет собой движение диска счетчика под действием напряжения, поданного на зажимы цепи напряжения, при отсутствии тока в шоковой цепи счетчика.
В соответствии с ГОСТ 6570-75 диск счетчика не должен совершать более одного полного оборота при отсутствии тока в последовательной (токовой) цепи и при любом напряжении от 80 до 110 % номинального.
Индукционные счетчики относятся к ремонтируемым невосстанавливаемым на объекте изделиям, которые должны иметь среднюю наработку до отказа не менее:
25 000 ч – для трехфазных счетчиков класса точности 0,5;
33 300 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,0; для трехфазных счетчиков активной энергии кл. 1,0 и кл. 2,0;
37 500 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,5 и трехфазных счетчиков реактивной энергии кл. 1,5 и кл. 2,0;
50 000 ч – для однофазных счетчиков кл. 2,0 и трехфазных счетчиков реактивной энергии кл. 3,0.
Средний срок службы до первого капитального ремонта должен быть не менее:
30 лет – для однофазных счетчиков кл. 2,0; для трехфазных счетчиков кл. 2,0 и кл. 3,0 по требованию потребителя;
27 лет – для трехфазных счетчиков кл. 2,0 и кл. 3,0;
25 лет – для однофазных счетчиков кл. 2,5;
22 года – для трехфазный счетчиков кл. 0,5, кл. 1,0 и кл. 1,5.
Индукционные счетчики могут применяться в трех или четырех-проводных сетях, в сетях с изолированной или глухозаземленной нейтралью, что можно определить по обозначению счетчика, а именно:
СА3 – трехфазный непосредственного включения или трансформаторный трехпроводный активной энергии;
СА4 – то же, четырехпроводный;
СР4 – трехфазный непосредственного включения или трансформаторный трех– и четырехпроводный реактивной энергии;
СА3У – трехфазный трансформаторный универсальный (со вторичным или смешанным счетным механизмом) трехпроводный активной энергии;
СА4У – то же, четырехпроводный;
СР4У – трехфазный трансформаторный универсальный (со вторичным или смещенным механизмом) трех– и четырехпроводный реактивной энергии.
Трансформаторным называется счетчик, предназначенный для включения через один или несколько измерительных трансформаторов.
Счетчики электронного типа одно– и трехфазные новейшей конструкции являются перспективными в условиях рынка сбыта и потребления электроэнергии, вследствие чего они все более интенсивно стали вытеснять индукционные приборы учета. Эти счетчики могут включаться в сеть непосредственно или через измерительные трансформаторы.
В соответствии с ГОСТ 30207-94 на электронные (статические) счетчики трансформаторным называется счетчик, предназначенный для включения через измерительные трансформаторы с заранее заданными коэффициентами трансформации. Показания счетчика в этом случае должны соответствовать значению энергии, прошедшей через первичную цепь.
Трансформаторным универсальным счетчиком называется счетчик, предназначенный для включения через измерительные трансформаторы, имеющие любые коэффициенты трансформации. Для определения энергии, прошедшей через первичную цепь, необходимо показания счетчика умножить на произведение коэффициентов трансформации.
Основным достоинством электронных счетчиков является дифференцированный тариф учета электроэнергии (одно-, двух– и более тарифный), который обеспечивается с помощью внешнего устройства переключения тарифов (например, УПТ 12-100 в электросчетчике типа СЭТ4-2). Нагрузочная способность такого устройства переключения тарифов составляет от 1 до 30 счетчиков.
Многотарифный счетчик представляет собой счетчик электрической энергии, снабженный набором счетных механизмов, каждый из которых работает в установленные интервалы времени, соответствующие различным тарифам.
Электронный счетчик может использоваться в качестве датчика приращения потребления электроэнергии для дистанционных информационно-измерительных систем и систем учета и распределения электроэнергии.
В соответствии с ГОСТ 30207-94 счетчики электронного типа имеют стандартизированное название – статический счетчик, т. е. счетчик, в котором ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропорционально измеряемой активной энергии. В настоящем стандарте указаны электронные счетчики в соответствии с их обозначением классов точности, т. е. 1 и 2.
Постоянной статического (электронного) счетчика называется значение, выражающее соотношение между энергией, учитываемой счетчиком, и числом импульсов на испытательном стенде.
Постоянная счетчика выражается либо в импульсах на киловатт-час [имп/(кВт-ч)], либо в ватт-часах на импульс [(Вт-ч)/имп].
В табл. 7 и 8 приведены стандартные (по ГОСТ 30207-94) значения номинальных напряжений и токов, т. е. тех величин, которые являются исходными при установлении требований к счетчикам.
Таблица 7
Стандартные значения номинальных напряжений
Таблица 8
Стандартные значения номинальных токов
Максимальный ток для счетчиков непосредственного включения, т. е. наибольшее значение тока, при котором счетчик удовлетворяет требованиям точности, установленным в ГОСТ 30207-94, это предпочтительно целое, кратное номинальному току (например, 4-кратному номинальному току).
Если счетчик работает от трансформатора(ов) тока, необходимо подобрать диапазон тока счетчика в соответствии с диапазоном тока вторичной обмотки трансформатора(ов) тока. Максимальный ток в этом случае равен 1,2Iном ; 1,5Iном или 2Iном .
Зажимы счетчика должны обеспечивать подключение до двух медных или алюминиевых проводов с суммарным сечением до 5 мм. Все зажимы, предназначенные для подключения к измерительным трансформаторам напряжения, должны быть раздельными и иметь отверстия диаметром не менее 4,2 мм.
Зажимы трехфазных счетчиков, предназначенных для включения с трансформаторами тока, должны обеспечивать раздельное включение цепей напряжения и тока; диаметр отверстий зажимов для этих цепей должен быть не менее 3,5 мм.
Средний срок службы до первого капитального ремонта и средняя наработка до отказа у статических счетчиков примерно такие же, что и у индукционных счетчиков. Например, для электронного счетчика непосредственного включения типа СЭТ4-1 (5-60)А эти значения соответственно составляют 24 года и 55 000 ч.
На рис. 8, а
в качестве примера приведена схема непосредственного подключения счетчика типа СЭТ к четырехпроходной трехфазной сети.
В однотарифных счетчиках типа СЭТ4-1 цепь управления состоянием счетных механизмов (цепь переключения тарифов) не используется и зажим 14 на схеме рис. 8, а
не устанавливается.
Выходные каскады основного и поверочного выходов счетчика реализованы на транзисторах с «открытыми» коллекторами.
К выходным устройствам электронных счетчиков относятся:
испытательный выход – устройство, которое может быть использовано для испытания счетчика;
индикатор функционирования – устройство, выдающее визуально наблюдаемый сигнал функционирования счетчика;
запоминающее устройство – элемент, предназначенный для хранения цифровой информации;
энергонезависимое запоминающее устройство – запоминающее устройство, которое может сохранять информацию при отключении источника питания.
Для обеспечения функционирования выходных каскадов необходимо подать напряжение по схеме рис. 8, б на зажимы 2 и 13
Рис. 8.
Схема непосредственного подключения счетчика типа СЭТ к четырех-проводной трехфазной сети:
а –
схема подключения; б – схема подключения устройства переключения тарифов
к счетчику
основного выхода (передающего устройства) и зажимы 1 и 13 поверочного выхода.
В отличие от индукционных электронные счетчики имеют на щитке световую индикацию, а именно:
индикатор СЕТЬ, сигнализирующий о включении счетчика в сеть (при подаче в цепи напряжения счетчика фазных напряжений 220 В индикатор СЕТЬ должен постоянно светиться);
индикаторы А и В, сигнализирующие о включении нагрузки, которые должны мигать с частотой, пропорциональной мощности потребителя в нагрузках (при отсутствии тока нагрузки индикаторы А
и
В
находятся в произвольном состоянии, т. е. могут светиться или не светиться);
индикатор ТАРИФ II (тариф ночного времени) у двухтарифного счетчика, сигнализирующий о наличии на зажимах 13 и 14
счетчика сигнала управления, который должен осуществлять перевод счетного механизма второго тарифа (ТАРИФ II) в «активное» состояние, а счетного механизма первого тарифа – в «пассивное» состояние.
Расход электроэнергии учитывается непосредственно в киловатт-часах по шести цифрам барабанчиков, расположенных в окне щитка.
В табл. 9 приведены технические характеристики трехфазных электронных счетчиков, серийно выпускаемых ОАО «Мытищинский электротехнический завод» (№ 1-8) и ABB ВЭИ Метроника, г. Москва (№ 9-12).
В прил. 7 приведена маркировка щитков электронных счетчиков (по ГОСТ 30207-94).
Таблица 9
Счетчики трехфазные электронные
На предприятиях (в организациях) часто возникает необходимость определения присоединенной мощности (нагрузки) в разные периоды суток, как правило, в часы максимума или минимума нагрузок энергосистемы. К сожалению, в этих случаях иногда электротехнический персонал предприятий (организаций) испытывает определенные трудности, вплоть до того, что использует для этой цели электроизмерительные клещи с последующим расчетом мощности, несмотря на то что в договоре энергоснабжения отмечено, что для этой цели необходимо использовать счетчик активной энергии.
Измерение нагрузки можно осуществить при помощи счетчика активной энергии и секундомера следующим образом.
В момент появления на диске счетчика фиксированной черты следует включить секундомер и после некоторого числа n полных оборотов диска счетчика секундомер надо остановить. Затем в зависимости от значений постоянной счетчика С и его передаточного числа А производят подсчет мощности по формулам, указанным в табл. 10.
Таблица 10
Формулы для подсчета мощности по счетчику c помощью секундомера
Примечание.
В таблице
t –
время, показанное секундомером, с.
Пример.
На предприятии на двух фидерах установлены расчетные приборы учета, питающиеся от трансформаторов:
1– й фидер.
Трансформатор мощностью 630 кВ-А с измерительными ТТ 100/5 А и ТН 10 000/100 В. Установлен трансформаторный счетчик, отградуированный на ТТ 75/5 А и ТН 6000/100 В, на щитке которого обозначено 1 кВт-ч = 25 оборотов диска.
2– й фидер.
Трансформатор мощностью 400 кВ-А с измерительными ТТ 50/5 А и ТН 6000/100 В. Установлен универсальный счетчик, на щитке которого написано 3×5 А 6000/100 В, 1 оборот диска = = 10 Вт-ч.
Определить нагрузку по каждому фидеру и общую нагрузку предприятия.
Решение.
1. Измеряем секундомером время t
полных оборотов
n
диска 1-го счетчика. Предположим, что замеры показали:
t
= 5 с при
n
= 6 полных оборотов диска.
2. Поскольку счетчик является трансформаторным, подключенным к измерительным ТТ и ТН с другими значениями коэффициентов трансформации, то необходимо определить перерасчетный коэффициент Кпр, который будет равен произведению двух отношений: коэффициентов трансформаторов тока фактически установленного и счетчика, и коэффициентов трансформаторов напряжения фактически установленного и счетчика, т. е.
В нашем случае
3. Так как на щитке счетчика обозначено 1 кВт-ч = 25 оборотов диска, то по формуле (56) определяем мощность, показанную счетчиком:
4. С учетом перерасчетного коэффициента Kпр фактическая мощность по 1-му фидеру составит:
5. Определяем мощность, показанную счетчиком по 2-му фидеру, используя для наших условий задачи формулу (58):
где измеренные значения по секундомеру n =
полный оборот диска при t = 50 с.
6. Фактическая нагрузка по 2-му фидеру с учетом коэффициентов измерительных ТТ и ТН составит:
7. Таким образом, в данный период суток нагрузка предприятия по 1-му фидеру составляет 384 кВт, по 2-му фидеру – 216 кВт, а общая нагрузка будет равна:
?Р = Pl
+ P2
= 384 + 216 = 600 кВт
Правильный подсчет мощности (нагрузки) и умение пользоваться расчетными коэффициентами средств учета (электросчетчиков и измерительных трансформаторов) не позволит допустить переплату за потребляемую электроэнергию и обеспечит надежный контроль за договорными значениями присоединенной мощности.
В соответствии с требованиями ПТЭЭП наблюдение за работой средств учета электрической энергии на электрических подстанциях (в распределительных устройствах) должен вести оперативный или оперативно-ремонтный персонал.
Ответственность за сохранность и чистоту средств измерений и учета электрической энергии несет персонал, обслуживающий оборудование, на котором они установлены.
Установку и замену измерительных трансформаторов тока и напряжения, к вторичным цепям которых подключены расчетные счетчики, выполняет персонал эксплуатирующего его потребителя с разрешения энергоснабжающей организации.
Замену и поверку расчетных счетчиков, по которым осуществляется расчет с энергоснабжающей организацией, производит собственник приборов учета по согласованию с энергоснабжающей организацией.
Персонал энергообъекта в соответствии с требованиями ПТЭЭП несет ответственность за сохранность расчетного счетчика, его пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям. Нарушение пломбы на расчетном счетчике, если это не вызвано действием непреодолимой силы, лишает законной силы учет электроэнергии, осуществляемый данным расчетным счетчиком.
Для защиты от несанкционированного доступа к электроизмерительным приборам, коммутационным аппаратам и разъемным соединениям электрических цепей должно производиться их маркирование в цепях учета специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями.
Вопросам учета потребления электрической энергии в эпоху рыночных взаимоотношений стали уделять повышенное внимание, поскольку достоверность и точность информации о выработке и потреблении электроэнергии решает целый комплекс насущных проблем в электроэнергетике, в том числе вопросы энергосбережения, снижения оплаты за потребляемую электроэнергию, выбора рациональных режимов работы электроустановок, достоверности определения потерь электроэнергии в сетях и другие важные вопросы.
Оглавление
Коммерческий учет энергии при помощи автоматизированных систем
Коммерческий учет электроэнергии с использованием АСКУЭ и АИИС КУЭ применяется на предприятиях, осуществляющих генерацию и распределение электроэнергии для обеспечения автоматизированного дистанционного контроля производимой, транспортируемой и отпущенной энергии с максимальной точностью измерения. В то же время совершенствование технологий, появление новых приборов учета и новых интерфейсов обмена данными позволило значительно упростить такие системы, снизить их стоимость и сделать доступными для потребителей любого уровня. Благодаря этому сегодня системы АСКУЭ и АИИС КУЭ все более широко внедряются и эффективно используются как в промышленности, так и в коммунальной сфере.
Внедрение систем АСКУЭ и АИИС КУЭ сегодня фактически является необходимостью для многих промышленных предприятий с разветвленной структурой или энергоемким производством. Автоматизированный электронный учет обеспечивает максимальный уровень точности измерений и позволяет получать большой объем дополнительной информации, необходимой для оптимизации энергопотребления. Внедрение таких систем сводит практически к нулю трудозатраты на ведение учета даже при большом количестве приборов первичного учета и сложной структуре предприятия.
Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии выполняет следующие функции и имеет следующие возможности:
- автоматический сбор данных с первичных измерителей и их периодическая передача на сервер;
- долгосрочное хранение данных;
- выполнение аналитических функций (анализ данных с целью оптимизации потребления или передачи электрической энергии);
- выявление несанкционированного потребления электроэнергии;
- удаленное подключение и отключение от сети конечных потребителей и т.д.
В отличии от АСКУЭ, система АИИС КУЭ представляет собой автоматизированное средство измерения, позволяющее осуществлять выход на оптовый рынок электроэнергии. Такие системы должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596-2002. Поэтому для их внедрения обязательным требованием является регистрация системы в качестве средства измерения в Госреестре, а также проведение ее аттестации контролирующим органом.
