| Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии |
|
|
|
Главная : Промышленность :
Технические требования
|
 |
| Работники |
| Отделения |
| Внесение пароля |
| Документация |
| Схемы учета |
|
|
| Производители |
 |
||||
|
к национальной системе сбора коммерческой информации учёта электроэнергии на объектах межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации. 1. Цели и задачи Национальной системы сбора коммерческой информации учёта электроэнергии
2. Общие требования к системе 3. Требования к измерительным трансформаторам тока и напряжения. 4. Требования к счетчикам электроэнергии 5. Требования к устройствам сбора и передачи данных(УСПД) 6. Требования к каналам связи 7. Некоторые требования к программному обеспечению 1.1 Цели создания АСКУЭ:
а) коммерческие расчеты по электрической энергии между субъектами рынка по сложным тарифам с временной дискретностью их изменения в перспективе до одного часа. Информация признаётся коммерческой после подписания сторонами договора акта установленной формы;
б) оперативное определение баланса электрической энергии по каждому субъекту рынка и его субструктурам с контролем достоверности данных энергоучета;
в) оперативное определение потерь и показателей качества электрической энергии;
г) контроль технического состояния и соответствие требованиям нормативно– технических документов всех средств учета в составе АСКУЭ.
д) оперативное управление режимами энергопотребления с использованием данных АСКУЭ ОР ( для выбора режимов в том числе и по критерию экономической эффективности).
1.2 Задачи АСКУЭ:
а) измерение, сбор, обработка, накопление, отображение, документирование и распределение достоверной, защищенной и узаконенной информации о произведенной, переданной, распределенной и отпущенной электрической энергии и мощности;
б) контроль основных показателей качества электроэнергии;
в) ведение архивов измеренных величин энергии, мощности и показателей качества электрической энергии заданной дискретности и на заданную ретроспективу;
г) обработка данных и формирование отчетов;
д) решение комплекса задач, связанных с оперативным управлением режимным взаимодействием, текущим и среднесрочным прогнозом нагрузок;
е) предоставление информации энергоучета заинтересованным пользователям;
ж) контроль и диагностика технического состояния подсистем учета.
1.3 Основные принципы технических решений при создании АСКУЭ:
• модульность;
• максимальная унификация;
• возможность наращивания по точкам и структурам учета;
• использование серийных интерфейсов и открытых протоколов;
• использование серийно выпускаемых отечественных и зарубежных технических средств;
• использование цифровых методов обработки.
2.1 Каждая точка коммерческого учета с годовым перетоком 300 тыс. МВтч и выше должна быть оснащена ИТТ класса 0,2S с двумя вторичными измерительными обмотками, к которым подключаются основной и дублирующий электронные счетчики класса 0,2S. Не допускается подключать к этим обмоткам на постоянной основе какие-либо другие измерительные приборы или устройства релейной защиты и автоматики.
2.2 Все остальные точки коммерческого и технического учета субъектов рынка оснащаются ИТТ класса не ниже 0,5 с измерительной обмоткой, к которой подключается основной электронный счетчик класса не ниже 0,5S. Не допускается к измерительной обмотке подключать средства релейной защиты и автоматики, а также не допускается использовать обмотку релейной защиты ИТТ для подключения основного электронного счетчика. Ко вторичной обмотке ИТТ допускается подключать помимо основного электронного счетчика и другие измерительные приборы (амперметры), если суммарная нагрузка вторичной цепи не превышает 100% номинальной.
2.3 Система должна работать в реальном времени и в автоматическом режиме передавать/принимать указанную информацию в созданную базу данных Центра сбора информации коммерческого учёта (далее Центр) от многотарифных программируемых счетчиков.
2.4 Сбор данных измерения и учета с основного и дублирующего электронных электросчетчиков, подключенных к точке учета, должен производиться только по цифровому интерфейсу с помощью устройств, соответствующих нормативно – техническим требованиям принятых в Республике Беларусь.
2.5 Система должна гарантировать сбор данных от всех счетчиков, зарегистрированных в базе данных. Цикл считывания системы, при надежной связи, не должен превышать 15 минут, когда данные собираются от всех зарегистрированных в системе счетчиков. Цикл опроса считается законченным, когда данные всех опрашиваемых счетчиков помещаются в базу данных.
2.6 Должны быть предложены и применены решения для случаев, когда данные в базу записываются не только в автоматическом режиме, но выполняя «коррекции данных актами всех типов». Все данные, которые в любую из баз данных вводятся не в автоматическом режиме, должны быть реплицированы и соответственно помечены в базе данных Центра. Позволить пользователю поместить в базу данных данные от счетчиков, собранные при помощи переносного компьютера. Должна быть возможность считанные данные от счетчиков при помощи переносного компьютера, а также при помощи программ считывания данных и параметрирования сравнить с данными, которые хранятся в базе данных (для контроля).
2.7 Система должна считывать, передавать по каналам связи и помещать в базу данных все данные выдаваемые счетчиком:
- получасовые (в перспективе 15-минутные) значения активной и реактивной мощности обоих направлений;
- суммарные, за сутки, за месяц значения активной и реактивной энергии обоих направлений по тарифным зонам на момент считывания (по возрастанию), фиксируя дату и время считывания;
- значения активной и реактивной энергии обоих направлений по тарифным зонам по окончании суток;
- значения активной и реактивной энергии обоих направлений по тарифным зонам по окончании месяца;
- параметры качества электрической энергии;
- потери электрической энергии;
- массив сбоев напряжения, дату и время начала и конца последних сбоев напряжения, которые были зафиксированы;
- данные о последнем происшествии изменения фаз: дата и время сбоя, признак фазы, в которой произошел сбой, другие сбои;
- число воздействий дополнительным магнитным полем, дата и время окончания последнего воздействия, общая длительность воздействия;
- дата/время инициализаций счетчика, дата/время последнего сброса, число сбросов;
- системные параметры счетчика и др.
2.8 Должна быть предусмотрена возможность считать для передачи в диспетчерские системы моментных данных (активной и реактивной мощностей, токов, напряжений, частоты, времени считывания и идентификатора объекта). Система должна обеспечивать расчёты по получасам с циклом обновления информации (приращение энергии, совмещённые получасовые максимумы) для ведения коммерческого баланса – 3 минуты.
2.9 Система должна:
2.9.1 Дать возможность пользователю в режиме реального времени обратиться к любому счетчику, зарегистрированному в системе, для считывания необходимых показаний/данных параметрирования (за свободно выбранный период), не используя никакой дополнительной аппаратуры/программ на своем рабочем месте.
2.9.2 Пользователь должен иметь возможность в режиме прямого доступа получать от выбранного счетчика любые данные.
2.10 Пользователю системы, имеющему полномочия, разрешить в режиме прямого доступа, просмотреть данные параметрирования, а при знании пароля счетчиков, разрешить параметрировать счетчик.
2.11 Все нарушения работы системы и счетчиков, а также сообщения об этих неполадках должны фиксироваться в базе данных.
2.12 Система должна быть открыта для дальнейшего совершенствования.
2.13 Должна быть обеспечена возможность ввода поправочного коэффициента на погрешность измерений измерительных трансформаторов (ТТ, ТН), обусловленная несоответствием реальных нагрузок проектным условиям.
2.14 Архитектура сбора информации должна предусматривать организацию на объекте АСКУЭ двух независимых каналов (основной и резервный), по которым информация через сервер сбора данных направляется в базу данных.
2.15 Информация об электроэнергии и мощности, образующаяся на объектах АСКУЭ и передаваемая в центры сбора и обработки информации АСКУЭ, должна быть привязана к единому астрономическому времени ее образования и обеспечивать единые временные срезы измеряемых величин.
2.16 Технические средства АСКУЭ должны включать в себя:
1) измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);
2) счетчики электрической энергии;
3) устройства сбора и передачи данных;
4) средства телекоммуникации между объектами АСКУЭ и Центрами сбора и обработки информации АСКУЭ;
5) вычислительные средства обработки информации Центров сбора и обработки информации АСКУЭ.
2.17 Требование к защите информации в АСКУЭ – 3А.
2.18 Среднее время восстановления АСКУЭ – 12 часов.
2.19 Гарантийный срок эксплуатации системы - 3 года.
2.20 Возможность сопряжения с ERP-системой.
3.1 На межгосударственных линиях электропередачи в качестве первичных измерительных преобразователей при измерениях электроэнергии и средней мощности должны применяться трехфазные ТТ и ТН.
3.2 Для измерений электроэнергии и мощности с целью коммерческого учета должны применяться отдельные ТТ и ТН, электрически не связанные с какими-либо техническими средствами (например, устройствами РЗА, датчиками и приборами телеизмерений параметров сети и т.п.), кроме датчиков и счетчиков, применяемых для целей учета электроэнергии.
3.3 ТТ должны иметь классы точности:
- не ниже 0,2S при подключении к счетчикам класса точности 0,2S (при первичном токе не менее 5 % от номинального ТТ могут иметь класс точности не ниже 0,2);
- не ниже 0,5S при подключении к счетчикам класса точности 0,5S (при первичном токе не менее 5 % от номинального ТТ могут иметь класс точности не ниже 0,5);
3.4 ТН должны иметь классы точности:
- не ниже 0,5 при подключении к счетчикам классов точности 0,2S и 0,5S.
Необходимо применять ТН класса точности не ниже 0,2 при подключении к счетчикам классов точности 0,2S.
3.5 Необходимо в эксплуатационной документации на ТТ и ТН иметь указания о зависимости погрешностей от влияющих факторов:
1) первичного тока (напряжения);
2) сопротивления (мощности) вторичной нагрузки;
3) частоты;
4) температуры.
3.6 Коэффициент трансформации ТТ должен обеспечивать работу ТТ в диапазоне первичного тока (20 - 120) % от номинального.
Допускается работа ТТ в диапазонах первичного тока:
(1 - 120) % от номинального для ТТ классов точности 0,2S и 0,5S;
(5 - 120) % от номинального для ТТ классов точности 0,2 и 0,5.
3.7 Мощность вторичной нагрузки ТН должна выбираться оптимальной для обеспечения минимальной погрешности ТН (не более 1/3 от номинальной погрешности напряжения ТН соответствующего класса точности).
Выбор оптимальной мощности вторичной нагрузки должен осуществляться с учетом зависимости погрешности ТН от влияющего фактора по п. 3.5.
3.8 Падение напряжения в линии соединения ТН со счетчиком, выраженное в процентах от номинального напряжения на вторичной обмотке ТН, не должно превышать:
- 0,25 % при измерениях с ТН класса точности 0,2;
- 0,5 % при измерениях с ТН класса точности 0,5;
3.9 Необходимо обеспечить симметричную нагрузку ТТ и ТН.
3.10 Должен быть обеспечен свободный доступ к ТТ и ТН операторам с измерительным оборудованием для выполнения ими измерений коэффициентов трансформации ТТ и ТН на местах эксплуатации трансформаторов.
Остальные технические требования к ТТ и ТН, применяемым в АСКУЭ, должны соответствовать стандартным требованиям к ТТ и ТН, приведенным, например, в ГОСТ 1983-89 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» и ГОСТ 7746-89 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.1 Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств измерений Республики Беларусь и иметь действующие свидетельства о поверке.
4.2 На межгосударственных линиях электропередачи должны применяться электронные многофункциональные (далее - микропроцессорные) трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии трансформаторного включения с возможностью измерений электроэнергии в прямом и обратном направлении (далее - счетчики).
4.3 Микропроцессорные счетчики должны иметь классы точности 0,2S или 0,5S (ГОСТ 30206-94) и иметь четырехпроводную схему включения с ТТ в каждой фазе.
4.4 Микропроцессорные счетчики должны обеспечивать выполнение нижеследующих функций:
1) измерение активной и реактивной электроэнергии и мощности в двух направлениях;
2) отображение измеряемых величин и служебных параметров с помощью многофункционального дисплея с числом десятичных разрядов показаний электроэнергии на дисплее не менее 8;
3) вычисление и запоминание графика средней мощности одновременно по всем каналам измерений счетчика с глубиной хранения при 30-минутном интервале усреднения мощности не менее 45 сут. для каждого канала.
Интервал усреднения графика мощности должен задаваться при программировании счетчика с возможностью его выбора из ряда 3, 15, 30, 60 мин;
4) выполнение самодиагностики в штатном режиме работы;
5) ведение журнала статуса и событий;
6) ведение пофазной регистрации времени отсутствия напряжения;
7) контроля параметров качества электрической энергии;
8) учет потерь электрической энергии.
4.5 Микропроцессорные счетчики должны иметь встроенные часы с погрешностью хода не более ± 1 с/сут. При отключенном питании должен обеспечиваться непрерывный ход часов в течении не менее трех лет.
Счетчики должны позволять коррекцию времени от внешних устройств (например, от УСПД) по цифровому интерфейсу.
4.6 Для дистанционной передачи результатов измерений электроэнергии и мощности микропроцессорные счетчики должны иметь один из цифровых интерфейсов RS-485, RS-232, Ethernet, ИРПС (цифровой протокол связи МЭК 1107) и числоимпульсный интерфейс (DIN 43864) – для поверки счетчиков.
Скорость передачи данных по цифровым интерфейсам должна составлять от 300 Бод.
4.7 Для настройки и параметризации счетчики должны иметь оптический порт (МЭК 1107).
4.8 Длительность сохранения информации в счетчиках при отключенном питании должна быть не менее 1 года.
4.9 Счетчики должны иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью пломбирования, пароля с числом уровней не менее трех и программно-аппаратной блокировки.
4.10 Счетчики должны иметь следующие электрические параметры соответствующие требованиям ГОСТ 30206-94.
4.11 Счетчики должны иметь возможность подключения к дополнительному (не по измерительным цепям) источнику питания.
4.12 Счетчики должны иметь следующие показатели надежности:
- среднее время наработки на отказ не менее 50 000 ч.;
- срок службы не менее 30 лет.
4.13 Гарантийный срок эксплуатации счетчиков должен составлять не менее 3 лет.
5.1 УСПД должны устанавливаться на электростанциях и подстанциях с межгосударственными и межсистемными перетоками. 6.2 Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ в Центры сбора и обработки информации, рекомендуется использовать не менее двух различного вида каналов связи. 7.1 Центр должен оборудоваться коммуникационным сервером, сервером базы данных, WEB – сервером промышленного исполнения, рассчитанные на непрерывный режим работы и рабочими станциями (АРМ пользователей). 7.2 Пользовательские программы, обеспечивающие связь со счетчиками в режиме реального времени, коррекцию и параметрирование счетчиков, просмотр данных, конфигурацию системы, анализ и т.д., должны использовать WEB технологии. 7.3 Система должна следить за заменой счетчиков в точках учета, которые принадлежат Центру, либо другим участникам рынка. 7.4 В системе должна быть предусмотрена возможность указать для каждого зарегистрированного счетчика будет ли он использоваться в процессе автоматического сбора данных или нет (заблокировать сбор данных). 7.5 Система должна обеспечить корректность данных и параметров, считываемых из счетчиков и помещаемых в базу, а также непрерывность и полноту данных в базе. Должны быть предложены и применены алгоритмы, обеспечивающие непрерывность и корректность данных, которые будут внедрены в системе. Должна быть обеспечена возможность просмотра полноты данных в базе по выбранным счетчикам (точкам учета), интервалам времени, типам данных и т.д. Должна быть реализована возможность установки для каждой точки учета значение времени запаздывания данных/параметров, после превышения которого будет генерироваться аварийное сообщение. Если за указанное время не удается считать данные или невозможно их сохранить в базе данных, фиксируется соответствующая ошибка и данные должны быть повторно запрошены через указанный интервал времени. Если считать данные не удается (например, из-за сбоев связи), должна быть предусмотрена возможность считывания данных альтернативными каналами связи. Также должна быть предусмотрена возможность запроса данных вручную. Система должна генерировать суточные и месячные сводные отчеты об ошибках считывания данных/параметров от счетчиков. Система должна использовать единые классификаторы (счетчиков, объектов и т.д.), которые находятся в базе данных. 7.6 Система должна реализовывать гибкие возможности генерации сообщений о всех событиях, искажающих функционирование системы (сбой связи, программ сбора данных, работы с базой данных, операционной системы и т.п.). Об этих событиях должен быть информирован администратор, и они должны быть сохранены в базе данных для статистики. Должна быть возможность просмотра разными срезами (время, тип) зарегистрированных и сохраняемых в базе данных событий, которые связанны с работой системы. Должна быть возможность сортировки этих событий по признакам. 7.7 Система должна обеспечить автоматическое и корректное заполнение данных после разных сбоев в системе (сервера, программ, счетчиков, аппаратуры передачи данных и т.д.). 7.8 Система должна, через заданные пользователем интервалы времени, автоматически проверять дату и время счетчиков, и при необходимости осуществлять их коррекцию (должна быть возможность выключить функцию коррекции времени). Должна быть возможность выполнить коррекцию времени счетчика вручную. 7.9 В системе должно быть внедрено несколько алгоритмов, обеспечивающих достоверность и сохранность передаваемых / получаемых данных. 7.10 В системе должна быть внедрена гибкая система классификаторов, позволяющая свободно выбирать приоритеты считываемых точек учета, счетчиков, данных. Должна быть возможность счетчикам / точкам учета присвоить условное название по месту установки учета и т.д. 7.11 В системе должна быть внедрена регистрация прав пользователя, идентификация и детальный аудит всех действий в системе (в том числе и параметрирования счетчиков). В зависимости от уровня прав полномочия, пользователь должен видеть различное количество информации (пунктов меню, число счетчиков, возможности параметрирования и т.д.). 7.12 Для администрирования модуля сбора данных и для пользовательского интерфейса должны использоваться WEB технологии. 7.13 ПО должно быть русифицировано. | ||||