SvK4005, v3.3, 2012-08-09 ENHET, VERKSAMHETSOMRÅDE NK, Nätteknik VÅR BETECKNING TR03-01 DATUM SAMRÅD 2009-09-10 NI, NT TEKNISK RIKTLINJE UTGÅVA A MÄTNING Inledning Dessa riktlinjer baserar sig i huvudsak på svensk standard SS-EN 62052-11. Riktlinjerna kan av beställaren göras bindande för leverantören och anger då krav som förutom tillämplig standard skall gälla för utförande. Denna riktlinje ersätter tidigare KATS 7.2. Den har tagits fram på uppdrag av Svenska Kraftnät. Den har godkänts som lämpligt underlag för upphandling. 1/12
Innehåll 1 ALLMÄNT... 3 2 FUNKTIONSKRAV... 4 2.1 Mätsystem... 4 2.2 Mättransformatorer... 4 2.3 Mätare... 5 2.4 Mätkoncentrator... 5 2.5 Elkvalitémätning... 5 3 TEKNISKA KRAV... 5 3.1 Allmänt... 5 3.2 Mätsystem... 6 3.3 Mättransformatorer... 6 3.4 Strömbiledare... 6 3.5 Spänningsbiledare... 6 3.6 Mätare... 7 3.7 Mätkoncentrator... 7 3.8 Elkvalitémätning... 8 4 UTFORMNING... 8 4.1 Huvudkrets med avseende på mättransformatorer... 8 4.2 Mätaren... 9 4.3 Hjälpspänning... 9 4.4 Internförbindningar... 9 4.5 Mätkoncentrator... 9 4.6 Device Server och nätverksswitch... 10 4.7 Kommunikationsanslutning... 10 BILAGOR Bilaga 1... 11 2/12
1 ALLMÄNT I samtliga stationer på stamnätet, 220 eller 400kV-nivån skall mätning installeras. Detta dokument avser mätning för att driva och övervaka nätet, mätning för att reglera avräkning, samt mätning för att kontrollera kvalitén på nätet. Dessa mätningar betecknas som Driftmätning, Debiteringsmätning, och Elkvalitémätning. Begreppen kan innefattas i en och samma mätare likaväl som att den kan bestå av ett flertal olika mätare med tillbehör. Driftmätning Funktionen Driftmätning skall finnas där Driften har behov av momentanmätning för att styra och övervaka nätet. Detta sker vanligtvis på objekt såsom ledningar, effekttransformatorer, skenor eller fack med reaktiv kompensering. Denna riktlinje har för avsikt att när så är möjligt ersätta KATS 7.1. Den ersätter inte KATS 7.1 idag. Debiteringsmätning Funktionen Debiteringsmätning skall finas där in- eller utmatning av energi på stamnätet sker. Mätning kan även ske på punkter i stamnätet, vanligtvis i ledningsfack. Detta för att möjliggöra uppdelning av nätet i mindre områden. Elkvalitémätning Funktionen Elkvalitémätning finns för att bl.a. övervaka övertonshalten i nätet. 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. 3/12
Blockschema mätsystem 2 FUNKTIONSKRAV 2.1 Mätsystem De mätvärden mätsystemen levererar skall uppfylla olika krav beroende av användare. Värdenas totala mätosäkerhet beräknas från alla ingående komponenter i mätkedjan. För debiteringsmätning skall mätsystemet uppfylla föreskriftens krav på största tilllåtna fel i gällande föreskrift från SWEDAC. 2.2 Mättransformatorer Mättransformatorer skall följa nationell eller internationell standard. Klass och börda skall väljas enligt avsnitt Tekniska krav. Där debiteringsmätning för avräkning sker skall den mätta energin endast flyta genom en strömtransformator. Summaströmmar får ej användas vilket innebär att fack till tvåbrytarställverk måste förses med ytterligare en strömtransformatorsats. 4/12
2.3 Mätare Mätarna skall vara utförda med energiregister och pulskontakter som avger pulser vars antal är proportionellt mot den integrerade effekten. Energiregistret skall kunna kommunicera via RS232 och/eller Ethernetgränssnitt. Pulskontakterna skall kunna användas av andra intressenter för energiinformation. Där mätaren har som funktion Debitering skall mätarens eventuella funktionsbortfall säkras genom dubblerad funktion. 2.4 Mätkoncentrator Mätkoncentrator används för insamling av realtidsvärden i stationen. Dessa värden kan avfrågas från RTU eller överordnat driftsystem. Mätkoncentratorn är bestyckad med erforderliga antal porter. Varje port ansluts till en mätare. Avfrågning av mätarna sker samtidigt på alla portar (kan styras med GPS). I mätkoncentratorn finns driftschema med uppdaterade mätvärden som är tillgängligt via webbgränssnitt. Det finns även undermenyer med webbilder för respektive stationsfack. 2.5 Elkvalitémätning Elkvalitésystemet skall kunna mäta spänningsdistorsion ner till ett THD på 0,5%. Mätosäkerheten skall vara ±0,5%-enheter. Frekvensen kan man antas begränsas till 13 övertonen. Elkvalitésystemet skall kunna mäta strömdistorsion ner till ett THD på 0,5%. Mätosäkerheten skall vara ±0,5%-enheter. Frekvensen kan man antas begränsas till 13 övertonen. 3 TEKNISKA KRAV 3.1 Allmänt Utrustningen skall uppfylla de standarder och generella krav som anges i TR02-03-1 och TR02-03-2. Om funktionen realiseras i datorteknik skall den även uppfylla krav enligt TR02-03-3. Mätarna skall uppfylla EN 62052-11:2003 och även klara elmiljöklassningen enligt denna. Kommunikationsprotokoll som används för debiteringsändamål skall följa IEC 62056-21. 5/12
Kommunikationsprotokoll för driftmätning bestäms av överordnade system. Utrustningarna skall vara godkännd av Svenska Kraftnät. 3.2 Mätsystem Totala onoggrannheten vid nedanstående storheter får inte överstiga följande värden. Värdet gäller för hela mätsystemet, d.v.s. mättransformatorer, kablage och mätare Aktiv energi > 10MW ±0,5% (föreskriftskrav) Reaktiv energi ±1,0% Aktiv effekt ±0,5% Reaktiv effekt ±1,0% Spänning ±0,35% Ström ±1,0% Frekvens ±0,02% 3.3 Mättransformatorer Mättransformatorerna skall utformas enligt: TR01-02 Kabelströmtransformatorer 7,2-420 kv TR01-04 Fristående strömtransformatorer 7,5-420kV TR01-05 Fristående magnetiska spänningstransformatorer 170-420 kv TR01-06 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 strömtransforrnatorernas märkbörda. Dock skall arean utav mekaniska skäl vara minst 2,5 mm 2. Strömbiledarna skall anslutas till mätkärnan på strömtransformatorn. (TR01-04) Gemensam eller separat strömåterledare är valfritt. 3.5 Spänningsbiledare Spänningsbiledarna inklusive säkringar skall 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 skall larmas. Används dvärgbrytare gäller samma krav även för dessa. Huvud- och kontrollmätare skall ha skilda spänningsbiledare. Dessa skall även avsäkras separat i UT-lådan som grupp nummer 1 (HM) och 2 (KM). 6/12
3.6 Mätare Mätaren skall vara tresystemig och i 19 -rackutförande enligt standard DIN 43862. Anslutning för ström, spänning och hjälpspänning skall vara enligt DIN 43862 med kontaktdon, typ ESSAILEC, se bilaga 1. Aktiv energi 3x1-fas, medelvärde 3-fas EN 62053-22, klass 0,2S Reaktiv energi 3x1-fas, medelvärde 3-fas EN 62053-23 Aktiv effekt 3x1-fas, medelvärde 3-fas Reaktiv effekt 3x1-fas, medelvärde 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 (mättekniskt osäker, kan används som indikation) Transformatorkompensering skall gå att inläggas i mätaren. Mätaren skall kunna plomberas elektroniskt. Mätaren skall klara periodvärden (1,15,60 min) och 20 serier. Fabriksprotokoll skall levereras med mätaren i PDF-format Manual för drifttagning och underhåll skall vara på svenska. En LCA (LivsCykelAnalys) skall vara utförd på mätartypen. Nominell spänning 110 V ac Nominell ström 1 eller 2 A ac Hjälpspänning 40-220 dc, 35-240 ac Kommunikation 1 st. Ethernet + 1 st. RS232 gränssnitt, alt 2st RS232 Störmiljö Se TR02-03-2 (klass 4) 3.7 Mätkoncentrator Befintlig avbrottsfri hjälpspänning i stationen skall utnyttjas, ev. krävs spänningsomvandlare. Störmiljö Se TR02-03-2 (klass 3) Kommunikation Tidsynk 2 st. Ethernet + erforderligt antal portar NTP 7/12
3.8 Elkvalitémätning Konventionella spänningstransformatorer är inte lämpliga för övertonsmätning. Annan mätmetod skall väljas som medger mätning med föreskriven noggrannhet. I normalfallet torde strömtransformatorn ha tillräcklig noggrannhet för mätning av övertoner. Detta bör dock styrkas med prov. 4 UTFORMNING 4.1 Huvudkrets med avseende på mättransformatorer Antalet mättransformatorer i en stamnätsanläggning avgörs av behovet i anläggningen och bestäms i förstudien på ett projekt. Nedanstående bilder ger exempel på transformatorbestyckningen. Där spänningstransformator saknas för mätobjektet skall spänningsval uppsättas. Spänningsvalet skall utformas så att mätobjektet väljer den mätspänningen som objektet är inkopplat på. Reläets spole får inte belasta mätspänningen. Endast en reläkontakt får finnas i mätkretsen. Där debiteringsmätning sker skall mätning ske från en komplett sats med 3 st. ström och spänningstransformatorer. 8/12
I tvåbrytarställverk används summaströmmar för mätning. Summaströmtransformatorer i tvåbrytarställverk får inte användas för debiteringsmätningen, se bild nedan. Mättransformatorerna skall belastas med en börda som innefattas av transformatorns klass. 4.2 Mätaren Mätarna skall kunna monteras i 19 -systemet med egna plintgrupper. Principskiss över en plintgrupp för en mätare enligt bilaga 1. Sitter mätaren i ett fackskåp skall denna placeras högt i skåpsdörren för att det skall vara lätt att läsa av, samt att störrisken på kommunikationskablaget minskar. I mätpunkter där debitering förekommer skall punkten förses med dubblerade mätare, Huvudmätare (HM) och Kontrollmätare (KM). Dessa mätare skall vara av olika fabrikat för att undvika systematiska fel. 4.3 Hjälpspänning Hjälpspänningen till mätarna skall vara en batterisäkrad spänning. Huvud- och kontrollmätare skall ha separat avsäkrade hjälpspänningar, Sub1 och Sub2. 4.4 Internförbindningar I mätar/fackskåpet skall för strömkretsar användas 2,5 mm 2 RK. Förbindelse mellan mätare och dess plint skall ske med prefabricerad kabelstrumpa som levereras med mätarracket. 4.5 Mätkoncentrator Mätkoncentratorn skall placeras i WAN/LAN-skåp eller högt upp i mätarskåpet. 9/12
4.6 Device Server och nätverksswitch Dessa skall placeras i WAN/LAN-skåp eller högt upp i mätarskåpet. 4.7 Kommunikationsanslutning Mätare med RS232 port. Skärmad kabel (KAT 6, fabrikskontakterad RJ45) skall 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) skall anslutas mellan mätare och switch. I mätar/fackskåpet skall all kommunikationskabel förläggas fritt från ström- och spänningskablar, Se TR02.10.2 10/12
Bilaga 1 Principskiss över en plintgrupp för en mätare Mätarens anslutning enl. DIN 43862 11/12
Mätarens motkontakt monterat i 19 -rack enl. DIN 43862 12/12