Требования к асдуэ/астуэ и ключевые характеристики микропроцессорных счетчиков электроэнергии 3 очереди имущественного комплекса «Автоматизированная система диспетчерского управления и технического учета электроэнергии» (асду/астуэ) оао




Дата02.08.2016
Размер59.3 Kb.
Приложение №2 к техническому заданию на создание 3 очереди имущественного комплекса «Автоматизированная система диспетчерского управления и технического учета электроэнергии» (АСДУ/АСТУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Нижневартовск.
Требования к АСДУЭ/АСТУЭ и ключевые характеристики микропроцессорных счетчиков электроэнергии 3 очереди имущественного комплекса «Автоматизированная система диспетчерского управления и технического учета электроэнергии» (АСДУ/АСТУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Нижневартовск.
1.Общие требования к системе:

1.1 Система должна быть создана на базе современных микропроцессорных счетчиков электроэнергии со встроенными GSM-модемом.

1.2 Система должна быть интегрирована в существующей в ОАО «Горэлектросеть» ПТК АСДУЭ/АСТУЭ на базе SCADA ОМЬ 2000 и ПК «Учет энергоресурсов».
2 Требование к основным функциям:

2.1 Учет электроэнергии;

2.2 Обеспечение единства времени в системе с точностью синхронизации времени не более ±5 сек. в сутки.

2.3 Телемеханика – измерение токов и напряжений по вводам 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ с возможностью задания порогов и формирования инициативных сообщений по превышению порогов и/или аварийным отключениям вводов 0,4 кВ.

2.4 Охранная сигнализация – контроль вскрытия ТП 10/0,4 кВ, с инициативной передачей аварийного сообщения на диспетчерский пункт.

2.5 Инициативная передачи информации на диспетчерский пункт путем установления 2-го соединение в режиме GPRS и дублирования аварийных сообщений через SMS-сообщения.

2.6 Сбор информации с блоков управления выключателями и устройств компенсации реактивной мощности через счетчики (поддержка на счетчике функции туннелирования данных по интерфейсу RS-485)
3.Требования к счетчикам электроэнергии


    1. Измерение активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений, активной, реактивной и полной мощности, частоты, среднеквадратических значений напряжения и силы тока в трехфазных трехпроводных и четырехпроводных цепях переменного тока и организации многотарифного учета электроэнергии.

    2. Измерение показателей качества электрической энергии в соответствии с ГОСТ 30804.4.30 (ГОСТ Р 51317.4.30) по следующим характеристикам:

- установившееся отклонение напряжения в системах электроснабжения

частотой 50 Гц;

- отклонение значения основной частоты напряжения электропитания от номинального значения;

- длительность провала напряжения;

- глубина провала напряжения;

- длительность перенапряжения.



    1. Учет и возможность считывания по интерфейсам активной энергии прямого и обратного направлений (либо суммарной по модулю активной энергии, рассчитываемой как сумма модулей активной энергии прямого и обратного направлений) и реактивной энергии прямого и обратного направлений (либо суммарной по модулю реактивной энергии, рассчитываемой как сумма модулей реактивной энергии прямого и обратного направлений) по каждому тарифу и суммарной по всем тарифам:

- с момента сброса показаний;

- за текущий год;

- на начало текущего года;

- за предыдущий год;

- на начало предыдущего года;

- за текущий месяц;

- на начало текущего месяца;

- за предыдущий месяц;

- на начало предыдущего месяца;

- за текущие сутки;

- на начало текущих суток;

- за предыдущие сутки;

- на начало предыдущих суток;

- за каждый из предыдущих 11 месяцев;

- на начало каждого из предыдущих 36 месяцев;

- на начало каждых из предыдущих 123 сут.



    1. Счетчик вычисляет технологические потери мощности и энергии, следующих видов:

- потери в силовом трансформаторе:

1) потери активной мощности и энергии в обмотке силового трансформатора;

2) потери реактивной мощности и энергии в обмотке силового трансформатора;

3) потери активной мощности и энергии в сердечнике силового трансформатора;

4) потери реактивной мощности и энергии в сердечнике силового трансформатора;

- потери в линии передачи энергии (проводах):

1) потери активной мощности и энергии в линии передачи энергии;

2) потери реактивной мощности и энергии в линии передачи энергии.



    1. Должна быть обеспечена возможность формирования профиля потерь в счетчике.



    1. Возможность формирования двух массивов срезов мощности с задаваемыми независимо друг от друга интервалами интегрирования из ряда 1; 2; 3; 4; 5; 6; 10; 12; 15; 20; 30; 60 мин. Глубина хранения массива срезов мощности при любом интервале интегрирования составляет от 3072 ч (128 сут) до 6144 ч (256 сут).



    1. Возможность задания по интерфейсам параметров учета энергии:

- наименование точки учета;

- двух интервалов интегрирования массива срезов мощности из ряда 1; 2; 3; 4; 5; 6; 10; 12; 15; 20; 30; 60 мин;

- до восьми тарифов в 48 тарифных зонах отдельно на каждый день недели каждого месяца в течение года;

- даты праздничных дней каждого из восьми тарифов в 48 тарифных зонах каждого месяца за год;

- дату и время автоматического перехода с “летнего” времени на “зимнее” и обратно (в последнюю или в первую, вторую, третью, четвертую неделю месяца, в указанные дату и время).


    1. Возможность эксплуатации счетчика как в автономном режиме так и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.



    1. Счетчик должен удовлетворять требованиям ГОСТ 31818.11, ГОСТ 31819.22 при измерении активной энергии и ГОСТ 31819.23 при измерении реактивной энергии.



    1. По условиям эксплуатации счетчик должен соответствовать группе исполнения 4 по ГОСТ 22261, и работать в диапазоне температур от минус 40 до плюс 60 0С.



    1. Счетчик должен иметь цепи для резервного питания от 120 до 276 В;



    1. Счетчик должен иметь встроенный GSM –модем для обмена данными с центром сбора информации;



    1. Наличие встроенных входов ТС – не менее одного;



    1. Поддержка модулей расширение ТС/ТУ по протоколу ModBus (интерфейс RS-485) – до 192 ТС (до 8 модулей расширения ТС с количеством входов не более 24) и 24 сигнала ТУ, с поддержкой функции формирования инициативных сообщений.



    1. Инициативная передача данных со счетчика в режиме GPRS и возможность работы по 2-м соединениям:

- по 1-му соединению идет циклический опрос данных учета электрической энергии со счетчика сервером,

- по 2-му соединению идет передача данных АСДУ по протоколу МЭК 870-5-104, а также инициативная передача данных при возникновении аварийных событий на счетчике.



    1. Возможность настройки причин формирования инициативных сообщений:

- НСД к счетчику (вскрытие клеммной крышки, срабатывание датчика магнитного поля, вскрытие корпуса счетчика и доступ к счетчику по с неправильным паролем);

- включение/отключение счетчика, переход не резервное питание;

- пропадание напряжения по каждой фазе;

- превышение заданных порогов по току и напряжению;



- изменение состояние входов ТС счетчика и входов ТС модулей расширения ТС/ТУ.

    1. Возможность передачи аварийных сообщений через SMS-сообщений. На счетчике должна быть обеспечена возможность настройкой не менее 5 телефонных номеров для передачи аварийных SMS-сообщений.



    1. Поддержка функция «туннелирование» – возможность опроса через установленный счетчик счетчиков других производителей или БМРЗ по интерфейсу RS-485.



    1. Включение в поставку пакета ПО для приема инициативных/аварийных SMS-сообщений и их передачи в SCADA для отображения аварий на мнемосхемах объектов и в протоколе диспетчера.



    1. Возможность резервирования функции ТМ с помощью 2-х счетчиков на объекте - резервирование опроса модулей ТС/ТУ.



    1. Межповерочный интервал счетчика - не менее16 лет.



    1. Гарантийный срок эксплуатации – не менее 5 лет.



    1. Приобретаемые счетчики должны быть аттестованы ОАО «Россети».




Заместитель директора технического по транспорту




Д.А. Шейнов

электроэнергии








База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница