SVENSKA KRAFTNÄT ENHET, VERKSAMHETSOMRÅDE AT, Teknik VAR beteckning TR03-01 MÄTNING Dessa riktlinjer baserar sig i huvudsak på svensk standard SS-EN 62052-11 och SS EN 62053-22 för mätare samt Swedacs föreskrift för största fel hos mätsystem STAFS 20o8:8(konsoliderad version med uppdateringar). Korrekt mätning förutsätter vidare att spänning- och strömtransformatorer är rätt dimensionerade och installerade vilket styrs av TR-01. SvK4005, v4.0. 2016-0-4-27 TEKNISK RIKTLINJE 2017-12-20 TR03-OI Utg 2
2 (16) Utgåva Ändringsnot Datum 2 Större uppdatering 2017-12-20
3 (16) Innehåll 1 Allmänt... 5 2 Funktionskrav... 6 2.1 Mätsystem... 6 2.2 Mättransformatorer... 6 2.3 Mätare... 6 2.4 Mätdator... 7 2.5 Elkvalitetsmätning... 7 2.6 Lokalkraft... 7 3 Tekniska krav... 7 3.1 Allmänt... 7 3.2 Mätsystem... 8 3.3 Mättransformatorer... 8 3.4 Strömbiledare... 8 3.5 Spänningsbiledare... 8 3.6 Debiteringsmätare... 8 3.7 Elkvalitetsmätning... 9 3.8 Mätdator... 9 3.9 Lokalkraftsmätning... 9 4 Utformning... 9 4.1 Huvudkrets med avseende på mättransformatorer... 9 4.2 Mätaren och dess plintar... 11 4.3 Hjälpspänning... 11 4.4 Internförbindningar... 11 4.5 Mätdator... 11 4.6 Device Server och nätverksswitch... 12 4.7 Kommunikationsanslutning... 12 4.8 Lokalkraftsmätning... 12
4 (16)
5 (16) 1 Allmänt Mätning ska installeras i Stamnätet och på objekt direkt anslutna till Stamnätet. Det innebär mätning i alla fack och på alla skenor. Mätning ska också installeras på lokalkraften för att få kontroll på Stamnätets egenförbrukning. Detta dokument avser i första hand mätning för att reglera avräkning, men avser också mätning för att driva och övervaka nätet, samt mätning för att kontrollera kvaliteten på nätet i den mån de görs i samma mätapparater som används för debiteringsmätning. Dessa mätningar betecknas som Debiteringsmätning, Driftmätning, Elkvalitetsmätning, Statistikmätning och Lokalkraftsmätning. Begreppen kan innefattas i en och samma mätare likaväl som att den kan bestå av ett flertal olika mätare med tillbehör. Debiteringsmätning Funktionen Debiteringsmätning installeras för att få underlag till avräkning mellan Svk och anslutande part. Mätningen ska finnas där in- eller utmatning av energi på stamnätet sker. Driftmätning Funktionen Driftmätning ska finnas där Driften har behov av momentanmätning för att styra och övervaka nätet. Detta framgår av TR02. Elkvalitetsmätning Funktionen Elkvalitetsmätning finns för att bl.a. övervaka övertonshalten i nätet. Statistikmätning Funktionen Statistikmätning finns för att säkerställa att överstående funktioner kvalitetssäkras, samt att visa hur Stamnätet nyttjas. Lokalkraftsmätning Funktionen Lokalkraftsmätning skall installeras i Svenska kraftnäts anläggningar. Detta innefattar stationer där man har huvudmannaskapet, kontor, lager mm. Mätning som är fastighetsrelaterad ska skiljas åt ifrån mätning som är placerad på utrustning som är till för driftsystemen. Mätvärdena ska samlas in till överordnat system så att den totala förbrukningen kan presenteras och övervakas. Värdena från överordnat system ska kunna visas lokalt i stationerna. Mätning för ovanstående ändamål innefattas av flera komponenter som i sin helhet betecknas mätsystem. I ett mätsystem ingår mättransformatorer, biledningar, mätare och kommunikation till användarsystem. Se nedanstående blockschema.
6 (16) STATION SVK / DC Device Server / Switch Elin UT IT Mätare UT IT Mätare UT IT Mätare A-WAN Hansa inkl. estimator Lokal Mätdator CAT-port Central Mätdator 61850 RTU DDN Blockschema mätsystem 2 Funktionskrav 2.1 Mätsystem De mätvärden mätsystemen levererar ska uppfylla olika krav beroende av användare. Värdenas totala mätosäkerhet beräknas från alla ingående komponenter i mätkedjan. För debiteringsmätning ska mätsystemet uppfylla föreskriftens krav på största tillåtna fel, tidhållning och upplösning i gällande föreskrift från SWEDAC. I de mätpunkter där det ska installeras utrustning för debiteringsmätning ska 2 mätare installeras en huvudmätare och en kontrollmätare. Andra mätpunkter (ledningar, systemtransformatorer etc.) ska enbart ha en mätare av samma typ som huvudmätaren. 2.2 Mättransformatorer Mättransformatorer ska följa nationell eller internationell standard, se vidare TR01. Klass och börda ska väljas enligt nedanstående avsnitt Tekniska krav. Där debiteringsmätning för avräkning sker får inte ström summeras genom att parallellkoppla två strömtransformatorers utgångar, så kallad summaströmkoppling. Det innebär att fack i tvåbrytarställverk måste förses med en separat strömtransformatorsats placerad så att den totala strömmen passerar denna. 2.3 Mätare Mätaren ska möjliggöra utläsning av både aggregerade värden och realtidsdata. Antal kanaler för aggregerade värden ska uppgå till minst 50st.
7 (16) Mätaren ska ha flera oberoende portar för kommunikation. En port ska klara av IEC 61850. Utöver energimätning ska mätare även mäta andra storheter i nära realtid, se vidare Tekniska krav nedan. Mätare, mätarrack och anslutningskablage hanteras av Svenska kraftnät. Vid entreprenader levereras dessa av Svenska kraftnät till projekten. 2.4 Mätdator Mätdator används för insamling av realtidsvärden i stationen. I mätdatorn ska finnas driftschema med uppdaterade mätvärden som är tillgängligt via ett webbgränssnitt. Det ska även finnas undermenyer med webbilder för respektive stationsfack. Mätdatorn bör installeras i Svenska kraftnäts-a-wan-skåp. Mätdatorerna hanteras av Svenska kraftnät. Vid entreprenader levereras färdigprogrammerad mätdator av Svenska kraftnät till projekten. 2.5 Elkvalitetsmätning En elkvalitetsmätare ska mäta de elkvalitetsstorheter i den omfattning och med den upplösning i tid som krävs, se vidare nedan i Tekniska krav. 2.6 Lokalkraft Lokalkraftsmätare ska installeras i erforderligt antal i anläggningen, för att en god kontroll av anläggningens energiförbrukning ska kunna presenteras. Energiförbrukningen ska kunna särskiljas mellan den fastighetsrelaterade delen och den driftmässiga delen. En av mätarna i anläggningen ska klara av att mäta elkvalitet. Lämplig är att installera den på matningen från det lokala bygdenätet. Mätarna ska anslutas till A-WAN för att möjliggöra avfrågning av en mätdator. Lokalförbrukningen ska kunna presenteras både lokalt via skärm och centralt via en samlad presentation av Svenska kraftnäts hela egenförbrukning. 3 Tekniska krav 3.1 Allmänt Utrustningen ska uppfylla de standarder och generella krav som anges i TR02-03-1 och TR02-03-2. Om funktionen realiseras i datorteknik ska den även uppfylla krav enligt TR02-03-3. Mätarna ska uppfylla miljömässiga krav som ställs i EN 62052-11:2003 och elmiljöklassningen enligt denna. Kommunikationsprotokoll som används för debiteringsändamål ska följa IEC 62056-21. Kommunikationsprotokoll för driftmätning ska hantera IEC 61850. Utrustningarna ska vara godkända av Svenska kraftnät.
8 (16) 3.2 Mätsystem Totala onoggrannheten för nedanstående storheter får inte överstiga följande värden. Värdet gäller för hela mätsystemet, d.v.s. mättransformatorer, kablage och mätare Storhet Största fel Område Anm. Aktiv energi > 10MW ±0,5% Normal drift (föreskriftskrav) Reaktiv energi ±1,0% Sinφ>0.5 Aktiv effekt ±0,5% Normal drift Reaktiv effekt ±1,0% Sinφ>0.5, I>0.1In Spänning ±0,35% Un ±10% Ström ±1,0% I>0.1In Frekvens ±0,02% 45 Hz<f<55 Hz 3.3 Mättransformatorer Mättransformatorerna ska utformas enligt: TR 01-02 Kabelströmtransformatorer 7,2-420 kv TR 01-04 Fristående strömtransformatorer 7,5-420kV TR 01-05 Fristående magnetiska spänningstransformatorer 170-420 kv TR 01-06 Fristående kondensatorspänningstransformatorer 170-420 kv 3.4 Strömbiledare Arean på strömbiledarna dimensioneras så att den anslutna sammanlagda bördan som ledningarna och mätare utgör är anpassad till strömtransformatorernas märkbörda. Dock ska arean utav mekaniska skäl vara minst 2,5 mm 2. Strömbiledarna ska anslutas till mätkärnan på strömtransformatorn. (TR01-04) Gemensam eller separat strömåterledare är valfritt. Observera dock vid dimensionering att bördan halveras vid gemensam återledare. 3.5 Spänningsbiledare Spänningsbiledarna ska avsäkras med 10 A säkring. Spänningsbiledarna inklusive säkringar ska dimensioneras så att spänningsfallet mellan spänningstransformatorn och mätaren inte överstiger 0,05 % och spänningstransformatorns utlösningsvillkor på 1s är uppfyllt med 10 A Gg/Gl säkring (riktvärde 0,055Ω). Fel på mätspänningen ska larmas. Huvud- och kontrollmätare ska ha skilda spänningsbiledare. Dessa ska även avsäkras separat i UT-lådan som grupp nummer 1 (HM) och 2 (KM). 3.6 Debiteringsmätare Mätaren ska vara tresystemig och i 19 -rackutförande enligt standard DIN 43862. Anslutning för ström, spänning och hjälpspänning ska vara enligt DIN 43862 med kontaktdon, typ ESSAILEC, se bilaga 1. Aktiv energi 3x1-fas, 3-fas EN 62053-22, klass 0,2S Reaktiv energi 3x1-fas, 3-fas EN 62053-24, klass 0,5 S Aktiv effekt 3x1-fas, 3-fas Reaktiv effekt 3x1-fas, 3-fas Spänning 3x1-fas, medelvärde 3-fas Ström 3x1-fas, medelvärde 3-fas Frekvens 3x1-fas, medelvärde 3-fas THD ström 3x1-fas, medelvärde 3-fas THD spänning 3x1-fas, medelvärde 3-fas
9 (16) Det ska finnas möjlighet att i mätaren kompensering för kända fel i mättransformatorer och kablar. Elektronisk plombering av mätaren ska finnas. Ska kunna läsas av via RS232 och/eller Ethernetgränssnitt Debiteringsmätare ska ha en tidshållning på <1s) Mätaren ska klara periodvärden (1,15,60 min) och 50 serier. Fabriksprotokoll ska levereras med mätaren i PDF-format Manual för drifttagning och underhåll ska vara på svenska. En LCA (LivsCykelAnalys) ska vara utförd på mätartypen. Nominell spänning 110 V ac Nominell ström 1 eller 2 A ac Hjälpspänning 40-220V dc, 35-240V ac Kommunikation 1 st Ethernet + 1 st RS232 gränssnitt, alt 2st RS232 Störmiljö Se TR02-03-2 (klass 4) 3.7 Elkvalitetsmätning Krav på elkvalitet beskrivs i TR06 3.8 Mätdator Befintlig avbrottsfri hjälpspänning i stationen ska utnyttjas, ev. krävs spänningsomvandlare. Störmiljö Se TR02-03-2 (klass 3) Kommunikation Tidssynkronisering 3 separata Ethernet-portar NTP 3.9 Lokalkraftsmätning Mätaren ska ha lämpligt format för sin montageplats, mäta 3-systemigt och ska kommunicera med protokoll M-bus. 4 Utformning 4.1 Huvudkrets med avseende på mättransformatorer Antalet mättransformatorer i en stamnätsanläggning avgörs av behovet i anläggningen och bestäms i Tekniska förstudien för ett projekt. Nedanstående bilder ger exempel på transformatorbestyckningen.
10 (16) Där spänningstransformator saknas för mätobjektet ska spänningsval uppsättas. Spänningsvalet ska utformas så att mätobjektet väljer den mätspänningen som objektet är inkopplat på. Spänningsvalets reläspole får inte belasta mätspänningen. Endast en reläkontakt får finnas i mätkretsen. Där debiteringsmätning sker ska mätning ske från en komplett sats med 3 st ström och spänningstransformatorer. I tvåbrytarställverk används summaströmmar för mätning. Summaströmtransformatorer i tvåbrytarställverk får inte användas för debiteringsmätningen, se bild nedan. Mättransformatorerna ska belastas med en börda som innefattas av transformatorns klass.
11 (16) skena A Mätning (ej funktion debitering) Funktion debiteringsmätnin skena B Objekt Objekt 4.2 Mätaren och dess plintar Mätarna ska kunna monteras i 19 -systemet med egna plintgrupper. Principskiss över en plintgrupp för en mätare enligt bilaga 1. Sitter mätaren i ett fackskåp ska denna placeras högt i skåpsdörren för att det ska vara lätt att läsa av, samt att stör-risken på kommunikationskablaget minskar. I mätpunkter där debitering förekommer ska punkten förses med dubblerade mätare, Huvudmätare (HM) och Kontrollmätare (KM). Dessa mätare ska vara av olika fabrikat för att undvika systematiska fel. Har man valt att installera en elkvalitets-mätare som kontrollmätare så benämns denna (QM) Mätare och dess plintar ska utformas så att de speglar varandra för att undvika förväxlingsrisk. 4.3 Hjälpspänning Hjälpspänningen till mätarna ska vara en batterisäkrad spänning. Huvud- och kontrollmätare ska ha separat avsäkrade hjälpspänningar, Sub1 och Sub2. 4.4 Internförbindningar I mätar/fackskåpet ska för strömkretsar användas minimum 2,5 mm 2 RK. Förbindelse mellan mätare och dess plint ska ske med prefabricerat anslutningskablage som levereras med mätarracket. 4.5 Mätdator Mätdatorn ska placeras i WAN/LAN-skåp eller i undantagsfall i mätskåpet.
12 (16) 4.6 Device Server och nätverksswitch Dessa ska placeras i WAN/LAN-skåpet eller i mätarskåpet. Placeras utrustningen i mätskåpet skall den placeras högst upp på insidan av dörren. Se bilaga 3. 4.7 Kommunikationsanslutning Mätare med RS232 port. Skärmad kabel (KAT 6, fabrikskontakterad RJ45) ska anslutas mellan mätare och device server (RJ45 i device server, DB-9 i mätare). Kontaktdon för DB-9 bör vara av fabrikat Phoenix SUBCON 9 (skruvinläggning). Mätare med nätverksport. Skärmad kabel (KAT 6, fabrikskontakterade RJ45) ska anslutas mellan mätare och switch. I mätar/fackskåpet ska all kommunikationskabel förläggas fritt från ström- och spänningskablar, Se TR02.10.2 4.8 Lokalkraftsmätning Mätarna ska placeras på lämplig plats Placering skall framgå av tekninsk beskrivning vid upphandling. Mätarens kommunikationsport ansluts till WAN/LAN-skåp Bilaga 1 Principskiss över en plintgrupp för två mätare samt ESSAILEC-anslutningar Bilaga 2 Montageförslag Bilaga 3 A-WAN-anslutning
13 (16) Bilaga 1 Mätarens anslutning enl. DIN 43862
14 (16) Mätarens motkontakt monterat i 19 -rack enl. DIN 43862
15 (16) Bilaga 2 Bra montage 1. Skilja på spänning och strömmar och kommunikationsledningar för mindre störningsrisk 2. Inga stora/lösa ledningsslingor som kan haka i och riskera att dras ut ur sin kopplingsplint
16 (16) Bilaga 3 Montage av switch i vänsterhängd dörr. Vid högerhängd dörr skall montaget vändas på så att switchen sitter på höger sida.