ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ к системам коммерческого учета электроэнергии для промышленных предприятий

Заместитель генерального директора
концерна "Белэнерго"
Якубович П.В.
1 октября 2004г.

1.   ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

1.1 Цели создания АСКУЭ:

а) обеспечение в условиях применения сложных тарифов по электроэнергии обоюдовыгодного режимного взаимодействия энергоснабжающей организации и предприятия на основе точных, достоверных, легитимных и оперативных данных АСКУЭ;

б) повышение эффективности электропотребления и энергосбережения за счет дистанционной автоматизации электроучета в реальном масштабе времени по всей интра- и инфраструктуре предприятия, включая всех значимых внутренних потребителей;

в) обеспечение точных и достоверных расчетов по электроэнергии между поставщиками, абонентами и субабонентами;

г) оперативное определение баланса электроэнергии и мощности по предприятию и его структурам с выявлением потерь и контролем качества электроэнергии;

д) круглосуточный контроль за состоянием средств учета электроэнергии, обеспечение их работоспособности, своевременного ремонта и замены.

1.2 Задачи АСКУЭ:

а) измерение, сбор, обработка, накопление, отображение, документирование и распределение достоверной, защищенной и узаконенной информации об электропотреблении в каждой точке электроучета по всей инфра- и интраструктуре предприятия;

б) обеспечение обоснованного выбора текущего режима электропотребления в условиях альтернативности тарифов, а также финансовых расчетов за потребленную электроэнергию по выбранному тарифу;

в) обеспечение контроля и регулирования электропотребления в рамках выбранного тарифа;

г) оперативное прогнозирование и планирование электропотребления предприятия;

д) контроль в реальном времени за электропотреблением и снижение за счет оперативных организационно-технических мероприятий доли электроэнергии в себестоимости продукции;

е) ведение архивов информации об электропотреблении, обработка данных и формирование отчетов, решение комплекса задач, связанных с оперативным управлением режимным взаимодействием и прогнозом нагрузок.

1.3 Основные принципы технических решений при создании АСКУЭ:

- модульность;

- максимальная унификация;

- возможность наращивания по точкам и структурам учета, а также другим энергоносителям (вода, тепловая энергия и т.п.);

- использование серийных интерфейсов и открытых для энергоснабжающей организации протоколов обмена;

- использование серийно выпускаемых отечественных и зарубежных технических средств;

- использование цифровых методов обработки.

2.   ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ

2.1 Технические средства АСКУЭ для промышленных предприятий могут включать в себя:

1) измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);

2) электронные счетчики электрической энергии с цифровым интерфейсом для АСКУЭ коммерческого учета, а также электронные и индукционные счетчики с импульсными выходами для АСКУЭ технического учета;

3) устройства сбора и передачи данных (УСПД);

4) средства телекоммуникации между объектами АСКУЭ и Центрами сбора и обработки информации АСКУЭ;

5) вычислительные средства обработки информации Центров сбора и обработки информации АСКУЭ (сервера, рабочие станции, отдельные компьютеры).

2.2 АСКУЭ коммерческого учета предприятия должна работать в реальном масштабе времени и в автоматическом режиме дистанционно передавать/принимать данные учета и сервисную информацию в АСКУЭ энергоснабжающей и/или энергосбытовой организации.

2.3 Сбор данных измерения и учета электроэнергии должен производиться в АСКУЭ коммерческого учета только по цифровому интерфейсу с помощью УСПД и/или устройств связи, соответствующих нормативно- техническим требованиям, принятым в Республике Беларусь.

2.4 Система коммерческого учета должна считывать, передавать по каналам связи и помещать в базу данных энергоснабжающей и/или энергосбытовой организации следующую информацию:

- получасовые 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 и по окончании месяца;

- значения токов, напряжений, частоты (при необходимости);

2.5 АСКУЭ коммерческого учета должна обеспечивать синхронизацию времени во всех счетчиках, входящих в систему.

2.6 Система коммерческого учета должна дать возможность в режиме реального времени обратиться к любому счетчику, зарегистрированному в системе, для считывания необходимых данных, не используя никакой дополнительной аппаратуры/программ на своем рабочем месте.

2.7 Контролирующему персоналу системы, имеющему полномочия, разрешить в режиме прямого доступа просмотреть данные параметрирования, а при необходимости разрешить параметрировать счетчик.

3.   ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

3.1 ТТ должны иметь класс точности не ниже 0,5S (рекомендуется при применении счетчиков 0,5S устанавливать ТТ 0,2S).

3.2 ТН должны иметь класс точности не ниже 0,5 (рекомендуется при применении счетчиков 0,5S устанавливать ТН 0,2).

3.3 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.

Остальные технические требования к ТТ и ТН, применяемым в АСКУЭ, должны соответствовать стандартным требованиям к ТТ и ТН, приведенным в ГОСТ 1983-89 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» и ГОСТ 7746-89 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», а также Указания концерна «Белэнерго» от 29.03.2004 № 6 «О выборе и применении измерительных трансформаторов тока для распределительных сетей 0,4 кВ».

4.   ТРЕБОВАНИЯ К СЧЕТЧИКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫМ В АСКУЭ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА

4.1 Типы применяемых электросчетчиков должны быть внесены в Госреестр средств измерений Республики Беларусь и иметь действующие свидетельства о поверке.

4.2 Счетчики должны иметь электрические параметры, соответствующие требованиям ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94.

4.3 Счетчики электрической энергии для коммерческого учета, используемые на промышленных предприятиях, должны быть трехфазными электронными, иметь четырехпроводную схему включения с ТТ в каждой фазе и класс точности по активной энергии должен быть не ниже:

- для вводов напряжением 10 кВ и выше                                         0.5 S

- для вводов напряжением ниже 10 кВ                                             1,0

по реактивной энергии класс точности должен быть                     1,0      

4.4 Трехфазные электронные электросчетчики коммерческого учета должны обеспечивать выполнение нижеследующих функций:

1) измерение активной и реактивной электроэнергии и мощности в двух направлениях (по необходимости);

2) отображение измеряемых величин и служебных параметров (время, дата, номер тарифа) с помощью дисплея с числом десятичных разрядов показаний электроэнергии 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 60 суток каждого канала. Интервал усреднения графика мощности должен задаваться при программировании счетчика с возможностью его выбора из ряда 3, 15, 30, 60 мин.

4) хранение потребленной месячной энергии с разбивкой по тарифным зонам   - не менее 13 месяцев.

5) хранение максимальной мощности в часы пикового потребления - не менее 13 месяцев.

6) синхронизацию встроенных часов счетчика по сигналам точного времени от внешнего источника по отдельному интерфейсу или по общему цифровому интерфейсу;

7) выполнение самодиагностики в штатном режиме работы;

8) ведение «журнала событий» с фиксацией общего количества и длительности перерывов питания, отключения фаз, времени и даты перепрограммирования, коррекции времени;

9) ведение пофазной регистрации времени отсутствия напряжения;

10) контроля параметров качества электрической энергии (по необходимости).

4.5. Количество тарифов                    не менее 4.

4.6. Количество тарифных зон          не менее 8.

4.7. Порог чувствительности не более 0,1% для счетчиков класса 0,5S и 0,4% для счетчиков класса 1,0 по отношению к номинальному току.

4.8 Электронные счетчики должны иметь встроенные часы с погрешностью хода не более ±1 с/сут. При отключении питания должен обеспечиваться непрерывный ход часов в течение межповерочного интервала счетчика.

4.9 Для настройки и параметризации счетчики должны иметь оптический порт (МЭК 1107).

4.10 Сохранность данных в энергонезависимой памяти не менее 8-ти лет.

4.11 Межповерочный интервал не менее 8 лет.

4.12 Время средней наработки на отказ 50000 часов.

4.13 Счетчики должны иметь защиту от несанкционированного доступа с помощью пломбирования, паролей (не менее 2-х) и программно-аппаратной блокировки.

4.14 Счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТа по невосприимчивости к электромагнитным полям, вибрации и защищенности от попадания пыли и влаги.

4.15 Рабочий диапазон температур: -20/+55 С°; влажности: 30 - 90%

5.   ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ (УСПД), ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В АСКУЭ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА

5.1 УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа, как к аппаратной части УСПД (разъемам, функциональным модулям и т.д.), так и к программно-информационному обеспечению.

5.2 УСПД должно строится по модульному принципу, обеспечивающему возможность оптимальной конфигурации устройства в конкретных проектных решениях АСКУЭ.

5.3 УСПД должно обеспечивать в автоматическом режиме:

- сбор информации от электросчетчиков на базе специализированных микропроцессоров по цифровому интерфейсу (тип RS-485, RS-232, ИПРС, Ethernet) и поддерживать протоколы различных типов счетчиков установленных на объектах;

- передачу данных по запросу на верхний уровень или непосредственно в Центр сбора и обработки данных;

- корректировку времени и даты электросчетчиков на базе микропроцессоров с цифровым интерфейсом;

- синхронизацию времени УСПД с единым астрономическим временем, обеспечиваемым верхним уровнем системы;

- самодиагностику.

5.4 УСПД должно обеспечивать режим транзитного обращения с верхнего уровня АСКУЭ к данным учета конкретного счетчика, содержащихся в базе данных этого счетчика.

Передача данных учета счетчика при транзитном запросе с верхнего уровня АСКУЭ допустима как в протоколе счетчика, так и в протоколе интерфейса верхнего уровня АСКУЭ

5.5  Параметрирование УСПД:

5.5.1 При первоначальной установке (настройке), а также в процессе эксплуатации (при замене электросчетчиков, изменении схемы учета и т.п.), параметрирование должно быть возможно только при снятии механической пломбы и вводе паролей, при этом в памяти УСПД («Журнале событий») автоматически должна производиться определенная запись с указанием даты и времени.

5.5.2 Параметрирование УСПД под конкретную схему учета электроэнергии энергообъекта должно обеспечивать:

- задание простейшего алгоритма вычисления баланса электроэнергии;

- установку интервала опроса электросчетчиков с цифровым выходом;

- установку текущих значений времени и даты.

5.6 УСПД должно обеспечивать:

- объединение в сеть с другими УСПД по интерфейсу типа RS-485, Ethernet;

- выход в локальную вычислительную сеть (типа Ethernet);

- передачу данных по коммуникационным каналам в центр сбора и обработки информации (по основному и резервному);

- возможность параметрирования с PC компьютера (через оптопорт) или через встроенную клавиатуру и табло.

5.7 УСПД должно обеспечивать выработку текущего времени с погрешностью не более ±1 секунды в сутки, как при наличии внешнего питания, так и при полном обесточивании устройства (не менее 8-ми лет).

5.8 Охлаждение УСПД должно осуществляться за счет естественной конвекции.

5.9 Рабочий диапазон температур - 35° С до + 55° С (для отапливаемых помещений допускается от 0°С до + 60° С).

5.10 Конструкция УСПД должна обеспечивать его размещение. Как на стандартных панелях, так и в шкафах навесного настенного монтажа.

6.    ТРЕБОВАНИЯ К КАНАЛАМ СВЯЗИ

6.1. К каналообразующей аппаратуре и модемам специальные требования не предъявляются.

6.2. Для обеспечения надежной передачи информации от объектов АСКУЭ предприятия в АСКУЭ энергоснабжающей  и/или энергосбытовой организации, рекомендуется использовать не менее двух различного вида каналов связи.

6.3 Скорость передачи информации определяется на этапе проектирования исходя из цикла опроса и количества установленных на объекте счетчиков электрической энергии и должна быть не ниже 9600 б/с.

7.    НЕКОТОРЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОГРАММНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ АСКУЭ ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩЕЙ И/ИЛИ ЭНЕРГОСБЫТОВОЙ ОРГАНИЗАЦИИ

7.1 Пользовательские программы должны обеспечивать связь со счетчиками в режиме реального времени, коррекцию и параметрирование счетчиков, просмотр данных, конфигурацию системы, анализ и т.д..

7.2 Система должна следить за заменой счетчиков в точках учета с учетом штатной и аварийной замены.

7.3 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).

7.4 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.

7.5 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.

7.6  Система должна обеспечить автоматическое и корректное заполнение данных после разных сбоев в системе (сервера, программ, счетчиков, аппаратуры передачи данных и т.д.).

7.7 Система должна синхронизировать свое время с эталонным и вести единую системную дату и время  всех входящих в нее элементов (счетчиков, УСПД и др.), и при необходимости осуществлять их коррекцию. Должна быть возможность выполнить коррекцию времени счетчика вручную.

7.8  В системе должно быть внедрено несколько алгоритмов, обеспечивающих достоверность и сохранность передаваемых/получаемых данных.

7.9  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.

7.10  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.).

7.11  ПО должно быть русифицировано.

Начальник управления
сбыта энергии                                                                         А.Б. Богушевич

Ведущий научный сотрудник
РУП «БелТЭИ»  к.т.н.                                                              А.Л. Гуртовцев


Закрыть
Форма записи на прием

 
 
 
 
 
captcha