6. Требования к системе учета с удалённой передачей данных 6.1. Общие требования к системе учета с удалённой передачей данных:
- Применяемые технические решения должны отвечать требованиям Стандарта «Техническая политика. Системы учета электроэнергии с удаленным сбором данных оптового и розничных рынков электрической энергии
ОАО «Янтарьэнерго»;
- Технические решения должны быть надежными и современными;
- технические средства создаваемой системы учета с удалённой передачей данных должны быть изготовлены производителем в виде законченных укомплектованных изделий, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, приведенных в эксплуатационной документации, в которой нормированы метрологические характеристики измерительных каналов системы;
- Все технические средства, используемые для создания системы учета с автоматизированным удаленным сбором данных, должны быть серийного производства. Любое из технических средств должно допускать замену его средством аналогичного функционального назначения без каких-либо конструктивных изменений;
- Способ установки компонентов ИИК и ИВКЭ должен исключать возможность несанкционированного доступа;
- уровень ИВКЭ должен быть совместим или сопряжен с системой оперативно-технологического управления уровня ТП 15/0,4 кВ. Необходимость уровня ИВКЭ определить на этапе проектирования;
система должна обеспечивать выполнение в точках поставки измерений почасовых приращений активной и реактивной электрической энергии, характеризующих объемы отпуска (передачи) электрической энергии;
система должна производить удаленный сбор с заданной периодичностью данных измерений и хранение их в базе данных в течение 3,5 лет с регулярным резервированием на внешних носителях информации;
система должна обеспечивать снятие показаний со всех контролируемых ИИК электрической энергии на единый момент времени, в том числе по команде оператора;
система должна обеспечивать контроль полноты и объема собранной информации со всех контролируемых ИИК;
система должна обеспечивать диагностику функционирования технических и программных средств;
конфигурирование и настройку параметров выполнения измерений и иных действий, в том числе в удаленном режиме;
система должна обеспечивать ведение системы единого времени, выработку текущего времени с погрешностью не более 5 секунд в сутки;
система должна обеспечивать измерение показателей качества электрической энергии;
вычисление всех необходимых показателей энергопотребления, возможность изменения в процессе работы состава и количества учитываемых параметров, а так же механизмов их вычислений.
- программное обеспечение, применяемые протоколы ИИК и коды ИВКЭ системы должны быть открытыми, соответствовать стандарту МЭК 61968 и обеспечивать интеграцию в существующий ИВК ОАО «Янтарьэнерго». Все поставляемое оборудование должно поддерживать работу непосредственно с существующего ПО ИВК ОАО «Янтарьэнерго»;
- проектом необходимо предусмотреть интеграцию смонтированных приборов учета и устройств сбора и передачи данных в информационно-вычислительный комплекс ОАО «Янтарьэнерго»;
6.2. Требования к ИИК.
6.2.1. Типы применяемых приборов учёта электроэнергии должны быть утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии, внесены в федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и обеспечивать технические и функциональные возможности.
6.2.2. Общие функциональные возможности:
- монтаж в щит учета– в соответствии с местом и способом установки;
- учет активной и реактивной электрической энергии в одно- и трехфазных сетях переменного тока;
- работа по одному или нескольким цифровым каналам связи;
- возможность проведения поверки счетчиков через числоимпульсный интерфейс (DIN 43864) на месте установки;
- возможность учета не менее чем по 4 –м тарифам и не менее чем по 10 временным зонам суток раздельно для каждого дня недели и праздничных дней с индивидуальным тарифным расписанием для каждого месяца года;
- отображение параметров и событий на дисплее должно быть русифицировано (исключение могут составлять единицы измерения параметров по единой системе измерений – СИ, отображаемых на дисплее счетчика);
- ведение журнала событий, журнала показателей качества электричества, журнала превышения порога мощности;
- измерение параметров качества электрической энергии в сети и отображение в режиме индикации на дисплее:
- действующее значение напряжения (в режиме индикации);
- частота (в режиме индикации);
- длительность провала напряжения (ведение журнала);
- глубина провала напряжения (ведение журнала);
- длительность перенапряжения (ведение журнала).
- осуществление контроля правильности подключения измерительных цепей учета;
- защиту данных учета и параметров счётчиков электрической энергии на программном уровне - система паролей, на аппаратном уровне - механическая блокировка от несанкционированного доступа (электронная пломба, аппаратная блокировка и т.д.);
- разграничение прав доступа на перепрограммирование в соответствии с паролями доступа;
- ведение часов реального времени;
- погрешность хода внутренних часов не более ±0,5 сек. в сутки и иметь возможность внешней синхронизации хода внутренних часов;
- самодиагностику счетчика (ежесуточно и при повторном включении питания) с выводом результата неисправности на дисплей;
- программируемую последовательность сообщений и вывода измеряемых параметров на дисплей счетчика;
- срок службы не менее - 24 лет;
- среднюю наработку до отказа не менее 100 000 ч.;
- межповерочный интервал не менее 10 лет;
- защиту от внешних электромагнитных и магнитных полей по ГОСТ 51317.4.3-99 «Совместимость технических средств электромагнитная» и ГОСТ Р 51317.4.6 - 99 «Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями. Требования и методы испытаний»;
- наличие встроенной батареи в счетчике для обеспечения хода внутреннего таймера, сохранения параметров программирования и хранения значений в энергонезависимой памяти, срок службы которой должен быть не менее 10 лет;
- протоколы обмена данными соответствующие рекомендациям МЭК;
-функциональность программного обеспечения для реализации следующих задач:
- программирования/параметрирования счетчика;
- считывания данных и просмотра данных в эксплуатационном режиме (мгновенные данные);
- документирования данных и возможности конвертации информации в один из распространенных форматов(*.xls, *.csv, *.txt,*.xml);
- обмена данными на базе «открытых» протоколов с устройствами всех уровней иерархии системы учета;
- защиту от воздействия магнитного поля;
- защита от потери зафиксированных показаний (суммарных и по тарифам) при отсутствии гарантированного питания.
6.3. Функциональные возможности при организации учета у бытовых абонентов индивидуальной жилой застройки, многоквартирного сектора и мелкомоторных юридических лиц:
- Для граждан потребителей электрической энергии, проживающих в частных домовладениях, средства измерения устанавливаются на ГБП, на вводе в дом, в том числе с применением выносных пунктов учета или приборов учета электрической энергии оборудованных удаленным (выносным) дисплеем для отображения информации;
- для потребителей юр. лиц электрической энергии средства измерения устанавливаются на ГБП, в том числе с применением выносных пунктов учета или приборов учета электрической энергии оборудованных удаленным (выносным) дисплеем для отображения информации;
- учет активной и реактивной энергии для однофазных счетчиков;
- учет активной и реактивной энергии и мощности для трехфазных счетчиков;
- класс точности не хуже 1,0 (2,0) активной (реактивной) энергии;
- управление встроенным или внешним устройством управления нагрузкой по программируемым критериям;
- хранение профиля нагрузки с 60-ти минутным интервалом, данных по активной и реактивной энергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, суточных значений на глубину хранения не менее 123 суток, за текущий и прошедшие месяцы на глубину не менее 12 месяцев, запрограммированных параметров не менее 3-х лет, последних 100 зафиксированных событий;
- возможность параметрирования, управления и считывания параметров и данных локально [оптопорт, RS-485] и/или удаленно [по встроенному модему радио, GSM/GPRS, PLC, и др.];
- разграничение прав доступа на перепрограммирование в соответствии с паролями доступа;
- наличие встроенного и/или удаленного цифрового дисплея отображения информации;
- способ подключения и номинальный ток счетчиков электрической энергии могут быть скорректированы по итогам предпроектного обследования для каждого присоединения.
6.4. Функциональные возможности при организации общедомового учета электроэнергии:
- учет активной и реактивной энергии для однофазных счетчиков;
- учет активной и реактивной энергии и мощности для трехфазных счетчиков;
- класс точности не ниже 1,0 (2,0) для активной (реактивной) энергии - для присоединений 0,4 (0,2) кВ;
- управление внешним устройством управления нагрузкой по программируемым критериям через встроенное (или внешнее) реле счётчика;
- хранение профиля нагрузки с 60-ти минутным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, суточных значений на глубину хранения не менее 123суток, за текущий и прошедшие месяцы на глубину не менее 12 месяцев, запрограммированных параметров не менее 3-х лет, последних 100 зафиксированных событий;
- диапазон по напряжению 3*230/400 В для трехфазных приборов учета прямого и трансформаторного включения;
- наличие встроенного цифрового дисплея отображения информации;
- базовая (максимальная) сила тока счетчиков электрической энергии определяется проектом.
- наличие электронной пломбы корпуса электросчетчика для защиты от его вскрытия;
- возможность программирования, перепрограммирования, управления и считывания параметров и данных локально (оптопорт, RS-485 и/или RF) и удаленно (по встроенному модему радио и/или GSM/GPRS и др.).
6.5. Функциональные возможности при организации учета электроэнергии на ТП/РУ/КТП:
- учет активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлениях и мощности для трехфазных счетчиков;
- класс точности для активной (реактивной) не хуже 1,0 (2,0) для уровня напряжения НН [класс точности определяется в соответствии со стандартом о технической политике по учету электроэнергии];
- хранение профиля нагрузки с 60-ти минутным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, суточных значений на глубину хранения не менее 123суток, за текущий и прошедшие месяцы на глубину не менее 12 месяцев, запрограммированных параметров не менее 3-х лет, последних 100 зафиксированных событий;
- наличие встроенного цифрового дисплея отображения информации;
- диапазон по напряжению 3*220/380 В для приборов учета прямого и трансформаторного включения с ТТ;
- способ подключения и номинальный ток счетчиков электрической энергии могут быть скорректированы по итогам предпроектного обследования.
- наличие электронной пломбы корпуса электросчетчика и электронной пломбы колодки зажимов счетчика для защиты от вскрытия;
- возможность параметрирования, управления и считывания параметров и данных локально [оптопорт, RS-485] и/или удаленно [по встроенному модему радио и/или GSM/GPRS, и др.].
6.6. Требования к трансформаторам тока:
- тип, коэффициенты трансформации определяются проектом.
- межповерочный интервал трансформаторов тока не менее 6 лет.
- трансформаторы тока должны быть поверены, иметь свидетельство о поверке, действующее на полный период межповерочного интервала, на момент приобретения или отметку в паспорте о первичной заводской поверке.
- трансформаторы устойчивы к воздействию внешних механических факторов для группы механического исполнения М2 ГОСТ 30631-99. Исполнение трансформаторов по условиям установки на месте работы — встраиваемые, допускают установку в пространстве в любом положении. Контактные зажимы вторичной обмотки закрыты прозрачной пластмассовой крышкой, с возможностью опломбирования. По способу защиты от поражения электрическим током трансформаторы относятся к классу 0 по ГОСТ 12.2.007.0-75 и имеют степень защиты IP00 по ГОСТ14254-96.
- коэффициенты ТТ должны быть выбраны по условиям ПУЭ к фактической нагрузке.
6.6.Требования к ИВКЭ
ИВКЭ (УСПД или промконтроллер) выполняет функции промежуточного сбора и хранения данных учета электроэнергии, а также предоставление интерфейса доступа к собранной информации.
Форматы и протоколы передачи данных ИВКЭ должны иметь открытые протоколы обмена данными, совместимые с системами, эксплуатируемыми в ОАО «Янтарьэнерго». При передаче данных должна быть обеспечена их защита от несанкционированного доступа.
Применяемые ИВКЭ должны обеспечивать:
- интерфейсы связи с приборами учета, интерфейсы для подключения оборудования связи и технологических соединений;
- автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени обслуживаемых счетчиков электрической энергии.
- передачу накопленных данных в различные системы верхнего уровня для их дальнейшей обработки и хранения;
- защиту от несанкционированного доступа на аппаратном уровне посредством опломбировки разъёмов, функциональных модулей и т.п., и на программном уровне - вводом пароля.
Возможность параметрирования ИВКЭ должна быть только при снятии механической пломбы и вводе пароля, при этом в «Журнале событий» автоматически должно фиксироваться это событие с указанием даты и времени.
ИВКЭ должен иметь функцию самодиагностики с фиксацией результата в «Журнале событий» и отображение соответствующей индикации.
Напряжение питания УСПД от сети переменного тока должно составлять 220В с допустимым отклонением напряжения в пределах ± 20%. Допускается применение внешних блоков питания постоянного или переменного напряжения 9 - 20В. Электропотребление УСПД с полным набором электронных модулей не должно превышать 100 Вт. Охлаждение УСПД должно осуществляться за счет естественной конвекции. УСПД должно обеспечивать работоспособность в диапазоне температур в соответствии с условиями эксплуатации.
Оборудование ИВКЭ должно быть выполнено в промышленном исполнении, предназначенном для непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью, с возможностью их установки в ограниченных пространствах (в шкафах, отсеках, панелях и т.п.).
|
