АСКУЭ проект пример

чертежи.dwg

На первых этажах каждого подъезда в одну токовую петлю включается 4 счетчика
т.е. два этажа в одну токовую петлю. EMS - счетчик электроэнергии трехфазный GEM - счетчик электроэнергии однофазный
Интерфейс выхода счетчиков - токовая петля
Расширитель интерфейса токовая петля (CL)
Преобразовтаель интерфейсов RS232CL
К системе верхнего уровня
СИФД.426000.01-01 Э3
Устройство контроля дренажного насоса ХВ
Преобразователь RS232CL
Выключатель автоматический CLS6-C10
Разветвительная коробка КР RS485
АСКУЭ жилого дома 144 4
СИФД.426434.00 Э1 АТХ
Схема электрическая структурная
Счетчики общего учета
S Рном=13 МВт Iном=1500 А Iрем=20 А
Рном=9 МВт Iном=500 А Iмин=3 А
Ведомость покупных изделий и материалов
СИФД.426437.11-01 ВП
А3794С 630 630 31500
вентилятором с радиатором 1U для P-IV и DIMM-DDR-512MB
Шасси промышл. компьютера IPC-602P4-30Z в комплекте
Плата РСА-6186Е2-00А1 с процессором INTEL Celeron 3
Монитор 17 FPM-3170G
Интерфейсная плата СР 134U-DB9 V2 (4 порта RS 485)
кабель 1 (КВПЭф 2х2х0
(20м в коробе +3м по стене)
Крепежные изделия ирасходные материалы xi27.558
Настройки каналов информационного обмена данными по протоколу ЭКОМ-3000 Номер телефона дозвона: Пароль доступа: 12321 i3
Тип каналаНомер каналаТип измеренияВвод №1(Т-1)B1Энергия акт. приемB2Энергия акт. отдачаB3Энергия реакт. приемB4Энергия реакт. отдачаG1ЧастотаG2Напряжение (фаза A)G3Напряжение (фаза B)G4Напряжение (фаза С)G5Ток (фаза A)G6Ток (фаза B)G7Ток (фаза С)G8Мощность акт. (сум)G9Мощность акт. (фаза A)G10Мощность акт. (фаза B)G11Мощность акт. (фаза С)G12Мощность реакт. (сум)G13Мощность реакт. (фаза A)G14Мощность реакт. (фаза B)G15Мощность реакт. (фаза С)Ввод №2(Т-2)B5Энергия акт. приемB6Энергия акт. отдачаB7Энергия реакт. приемB8Энергия реакт. отдачаG16ЧастотаG17Напряжение (фаза A)G18Напряжение (фаза B)G19Напряжение (фаза С)G20Ток (фаза A)G21Ток (фаза B)G22Ток (фаза С)G23Мощность акт. (сум)G24Мощность акт. (фаза A)G25Мощность акт. (фаза B)G26Мощность акт. (фаза С)G27Мощность реакт. (сум)G28Мощность реакт. (фаза A)G29Мощность реакт. (фаза B)G30Мощность реакт. (фаза С)Сумма по ПХГS9Энергия акт. приемS10Энергия акт. отдачаS11Энергия реакт. приемS12Энергия реакт. отдача Журналы событий КаналТипJ0Журнал событий УСПДJ1Журнал событий по Вводу №1 (Т1)J2Журнал событий по Вводу №2 (Т2)
МВт Iном=1500 А Iмин=90 А
Т-2: ТМГ-1000 1000 кВт 10 0
Т-1: ТМГ-1000 1000 кВт 10 0
А3794С 400 250 17500
А3794С 400 400 20000
ВА55-43 1600 1000 125016 30000
ВА55-41 1000 1000 12508 50000
Трансформатор Напаряжение Мощность
Измерительные приборы
Защитный аппарат тип номинальный ток данные расцепителя
Наименование потребителя
Резерв на азотную станцию
Автоматизированная система учета электроэнергии
и контроля за электропотреблением
Схема электрическая общая
УСПД "Конус-2000 Е"
Коробка клеммная испытательная Б3179
Измерительный трансформатор тока ТНШЛ 0
Dallas Semiconductor
Система (ключ) защиты данных DS9490R-DR8 (USB)
Спецификация оборудования
Счетчик электроэнергии СС-301-5.1U 3x230400 5
АРМ Энергетика (IBM PC: P-IV
Источник бесперебойного питания 400А
Короб электротехнический неперфорированный 25х25 мм
Провод установочный ПВ-3 сеч .2
Специализированное ПО АРМ "Энергетика
Крепежные изделия ирасходные материалы
АСКУЭ Прибугского ПХГ.
Спецификация оборудования и материалов
Ведомость прилагаемых документов
здоровья людей эксплуатацию АСКУЭ при условии выполнения требований чертежей проекта.
Проект удовлетворяет требованиям противопожарных
экологических норм и
Проект выполнен по договору N 270509815.06 от 05.09.2007 г. между ГазНииПроект (РФ) и
правил и обеспечивает правильное функционирование системы
а также безопасную для жизни и
Ведомость рабочих чертежей основного комплекта
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Общие данные
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Пояснительная записка
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Структурная схема АСКУЭ
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Схема размещения оборудования АСКУЭ
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Схема подключения счетчиков
Техническими требованиями на АСКУЭ
выданными филиалом РУП "Брестэнерго" "Энерготелеком".
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Схема подключения кабелей
Технические требования на создание АСКУЭ
Настройки каналов информационного обмена данными
Сертификат об утверждении типа средств измерений
АСКУЭ Прибугского ПХГ. Схема электроснабжения
по протоколу "Эком-3000
Образцы отчетных форм
Схема подключение счетчиков
Схема электрическая принципиальная
Счетчик электроэнергии трехфазный СС-301-5.1U
Колодка клеммная испытательная Б-3179
Трансформатор тока измерительный
Место вворачивания штекера для закорачивания токовых цепей
Оставить запас проводов перед счётчиками не менее 120 мм. 2. Маркировку произвести согласно принципиально-монтажной схемы. 3. В электропроводке к расчётным счётчикам наличие скруток и паек не допускается. 4. Монтаж от испытательной колодки до трансформаторов тока произвести проводом с медной жилой сечением 2
мм2. 5. Монтаж от испытательной колодки до счетчиков вести проводом ПВ2-2
мм2 по схеме внешних соединений. 6. Констукция сборок и коробок зажимов должна обеспечить возможность их пломировать.
Схема электроснабжения
Т-1 1000 кВА 100.4 кВ
Iном.=1500 А Iмин=90 А
Т-2 1000 кВА 100.4 кВ
(протокол информационного
Счетчик электроэнергии трехфазный CC301-5.1U
Система защиты данных
с ПО "АРМ ЭНЕРГЕТИКА
В ЭНЕРГОСНАБЖАЮЩУЮ ОРГАНИЗАЦИЮ
Источник бесперебойного питания УСПД
Схема подключения кабелей
Структурная схема АСКУЭ
КТПN586 КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА
ДЕЙСТВУЮЩАЯ АСКУЭ ф-л РУП "Брестэнерго" ЭНЕРГОТЕЛЕКОМ
Запрос (прием) данных

ПЗ-Прибуг.doc

ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АВТОМАТИЗАЦИИ
ОБЩЕСИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ
1. Структура системы
2. Основные функции системы
3. Режим функционирования системы
4. Надежность системы
5. Эксплуатация и техническое обслуживание
6. Защита информации
7. Каналы и средства передачи информации
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1. Технические средства системы
2. Измерительные трансформаторы тока
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1. Программное обеспечение системы
2. Сервисное программное обеспечение
ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1. Информационное обеспечение на уровне приборов учета
2. Информационное обеспечение на уровне УСПД
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ПОРЯДОК ВВОДА СИСТЕМЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ГАРАНТИИ
ПЕРСПЕКТИВЫ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ АСКУЭ
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСЬ
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПАТЕНТНАЯ ЧИСТОТА И ПАТЕНТОСПОСОБНОСТЬ
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
1 Наименование системы: АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И КОНТРОЛЯ ЗА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЕМ.
Сокращенное название: АСКУЭ
4 Основание для проведения работ:
Настоящий проект выполнен на основании представленных исходных данных результатов обследования объекта автоматизации и следующих документов:
5 Плановые сроки выполнения работ:
Начало – сентябрь 2007г. окончание – май 2008г.
6 Источник финансирования – собственные средства предприятия.
7 Назначение системы
АСКУЭ предназначена для коммерческого учета электроэнергии на ПХГ. Система дает возможность дежурному энергетику с автоматизированного рабочего места (АРМ) удаленно контролировать и документировать данные о потреблении электроэнергии на предприятии а также обеспечивает коммерческий учет электроэнергии и передачу данных в энергоснабжающую организацию Создаваемая АСКУЭ позволяет решить в условиях применения сложных тарифов следующие технико-экономические задачи:
- обоюдовыгодное режимное взаимодействие энергоснабжающей организации и потребителя электроэнергии на основе точных достоверных легитимных и оперативных данных учета;
-обеспечение точных и достоверных расчетов по электроэнергии между поставщиком и потребителем;
-оперативное определение баланса электроэнергии и мощности по объекту учета и его структурам с выявлением потерь электроэнергии;
-круглосуточный контроль за состоянием приборов учета электроэнергии обеспечение их работоспособности своевременного ремонта и замены.
8 Цели создания системы
Цель создания системы:
- измерение сбор обработка накопление отображение документирование и распределение достоверной защищенной и узаконенной информации об электропотреблении предприятия;
- минимизация затрат электроэнергии с учетом требований производства;
-регистрация и архивирование событий в системе и оперативная печать протоколов работы действий оператора и значений отслеживаемых параметров;
-повышение эффективности электропотребления за счет оперативности представления информации оператору в реальном масштабе времени;
-круглосуточный контроль за состоянием средств учета электроэнергии;
-ведение архивов информации об электропотреблении обработку данных и формирование отчетов;
-точные и достоверные расчеты по электроэнергии между поставщиками абонентами и субабонентами.
Электроснабжение Прибугского ПХГ осуществляется от КТП№586 1004 кВ 2хТМГ-1000 по 1000 кВА. Вводные учеты расположены в яч. №1 1СШ и яч. №11 2СШ в помещении КТП.
Режим работы – круглосуточный без выходных и праздничных дней.
На предприятии имеется локальная вычислительная сеть.
В настоящее время на предприятии установлено следующее оборудование для организации учета электроэнергии:
измерительные трансформаторы тока – ТНШЛ 066 15005 кл.05;
Счетчики уже находятся в эксплуатации и удовлетворяют Техническим Требованиям на организацию АСКУ.
Измерительные трансформаторы тока находящиеся в эксплуатации не соответствуют Техническим Требованиям и требуют замены.
Необходимо заменить существующие трансформаторы тока на трансформаторы того же типа и установить на те же места. Однако класс точности их повысить до 02S что обеспечит точность измерений при нагрузке менее 5% от номинальной т.е. выполнение требований ТУ во всем диапазоне нагрузок.
Для специализированных технических средств АСКУЭ каких-либо специальных помещений и дополнительных площадей не требуется.
Питание АРМ и УСПД осуществляется от системы гарантированного электропитания существующей на объекте.
ОБЩЕСИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ
В основу построения АСКУЭ положена иерархическая структура включающая в себя три уровня сбора и обработки информации.
Первый уровень. На этом уровне осуществляется сбор информации ее предварительная обработка хранение и передача на верхний уровень информационной системы. Источниками информации служат измерительные трансформаторы тока класса точности 02S типа ТНШЛ 066-02S-15005 У2 установленные в ячейках ввода электроэнергии 04 кВ в помещении КТП компрессорного цеха ПХГ.
Характеристики основных технических средств измерения учетных точек приведены в таблице 2.1.
Ввод 1 (Т-1) 04кВ яч.1
CC 301-5.1U 3х230400 50(70)
Ввод 2 (Т-2) 04кВ яч.11
Второй уровень. Информация от счетчиков собирается обрабатывается и архивируется в устройстве сбора и передачи данных (УСПД) Конус-2000Е с встроенным программным обеспечением (ПО) из которого информация передается в ф-л «Брестэнерго» ЭНЕРГОТЕЛЕКОМ по GSM-каналу связи через модем.
Третий уровень. Информация поступившая от УСПД обрабатывается в АРМ энергетика с помощью ПО «АРМ энергетика». На этом уровне обеспечиваются:
-оперативный диспетчерский контроль процессов потребления электроэнергии;
-представление информации об энергопотреблении в удобном графическом виде;
- получение твердых копий необходимых документов;
- доступность информации для других пользователей по локальной сети Ethernet.
2Основные функции системы
2.1 Многофункциональные многотарифные электронные счетчики электроэнергии «Гран-Электро СС-301» используемые для построения АСКУЭ предназначены для измерения активной и реактивной энергии и мощности в трехфазных сетях переменного тока и применяются для коммерческого и технического учета электроэнергии на промышленных предприятиях энергосистемах межсистемных перетоков.
Счетчик включен в отраслевой рекомендуемый перечень средств измерения и соответствует международным стандартам и техническим требованиям ГПО «Белэнерго». Сертификат типа СИ РБ №4297 от 21.12.2006г. Госреестр СИ РБ №РБ 03 13 1316 06.
Протокол обмена открыт для потребителя.
Счетчик имеет двухстрочный 20-разрядный дисплей и три кнопки индикации управления режимами индикации что позволяет выводить на индикатор цифровую информацию в удобном для считывания виде. Неиспользуемые параметры тарифы и направления могут быть программно отключены и не отображаться на дисплее.
Для работы в составе АСКУЭ данные приборы учета позволяют:
- измерять активную и реактивную энергию в четырех квадрантах в трехфазной сети переменного тока
- измерять активную и реактивную мощность с учетом направления как суммарной так и каждой из трех фаз
- измерять по каждой фазе действующие значения токов напряжений коэффициенты мощности и частоту сети
- производить корректировку времени по цифровому интерфейсу
- получать именованные величины в соответствии с заданными коэффициентами
- получать сертифицированные измерения токов и напряжений производить операции с параметрами и данными (считывание и запись).
Межповерочный интервал – 8 лет.
Электронные счетчики обеспечивают автоматическое ведение журнала событий с фиксацией в нем определенной совокупности событий а именно:
- включение (с указанием наименования и версии ПО) выключение перезагрузка ПО;
- наименование параметров конфигурации;
- сброс журнала событий;
- установка и коррекция времени переход на летнее и зимнее время;
- несанкционированный доступ;
- результат самодиагностики;
- включение и выключение фаз А В С результат контроля чередования фаз;
- включение и выключение питания.
- дата и время опроса данных (по часам прибора учета);
- накопленное значение показаний прибора учета электроэнергии по тарифным зонам;
- накопленное значение показаний прибора учета электроэнергии суммарное;
- значение показаний прибора учета электроэнергии на начало расчетного периода по тарифным зонам (до 4 тарифных зон);
- значение показаний прибора учета электроэнергии на начало расчетного периода;
- значения показаний прибора учета электроэнергии на начало месяца за 12 месяцев включая текущий по тарифным зонам.
Система сбора и передачи данных ведет собственный журнал событий и позволяет открыть канал прямого доступа к счетчику для получения дополнительных параметров.
УСПД имеет возможность параметрирования с ПК через оптический порт.
Поверка системы «КОНУС-2000Е» проводится в соответствии с методикой поверки МРБ МП.1499-2012.
Межповерочный интервал УСПД - 24 месяца.
2.3 Вся собираемая и хранимая в УСПД информация передается на АРМ Энергетика с установленным ПО «АРМ Энергетика» которое обеспечивает:
- просмотр числовых значений результатов измерения в реальном времени;
- формирование и печать отчетных и пользовательских форм в виде таблиц графиков гстограмм;
- регистрацию и архивирование событий в системе и оперативную печать протоколов работы действий оператора и значений отслеживаемых параметров;
- выявление и анализ всех непроизводственных потерь при производстве и потреблении энергии;
- ведение просмотр и проверку полноты архивов информации;
- просмотр событий и сообщений;
- конфигурирование АСКУЭ;
- автоматизированную генерацию отчетных документов о потреблении электроэнергии максимумах нагрузки и показаниях счетчиков за расчетный период (месяц).
- рассылку информации зарегистрированным сторонним пользователям.
2.4 Все собранные и обработанные числовые значения результатов измерения передаются на Сервер сбора данных энергоснабжающей организации который обеспечивает:
- сбор и архивирование информации;
- оперативный просмотр полученной с приборов учета информации событий и сообщений;
- ручное архивирование полученных данных;
- конфигурацию параметров связи;
- отслеживание однородности и корректности архивов и баз данных;
-отслеживание пользовательских прав доступа к числовым значениям результатов измерения в АСКУЭ.
3 Режим функционирования системы
АСКУЭ обеспечивает возможность автоматического дистанционного сбора и обработки информации как согласно заданному регламенту опроса так и по регламентируемым событиям. Кроме автоматического сбора информации АСКУЭ обеспечивает сбор по отдельным разовым запросам к любому средству измерения нижнего уровня с указанием конкретного типа запрашиваемых данных. При реализации дистанционного сбора данных предусмотрена возможность общего ко всем средствам измерения и индивидуального доступа при нештатных режимах:
- при появлении внутренней ошибки в электронном счетчике или УСПД
- при выходе контролируемого параметра за разрешенные пределы
- при отсутствии питания
- при несанкционированном вмешательстве в работу средств измерения.
4 Надежность системы
Надежность определяется надежностью аппаратной и программной частей:
в аппаратной части используется хорошо зарекомендовавшие себя компоненты серийно изготовляемые известными производителями. Среднее время наработки на отказ этих компонентов не ниже 35 000 часов.
Технические характеристики составляющих системы приведены в разделе 4.
Использовались следующие факторы повышения надежности:
- выбор надежных технических средств включенных в Госреестр Республики Беларусь по средствам измерений и технических средств включая устройства связи служащих для построения АСКУЭ в целом;
- использование надежно работающих программных средств;
- рациональное распределение задач по уровням иерархии АСКУЭ наличие различных видов избыточности (аппаратной информационной временной функциональной алгоритмической);
На нижнем уровне АСКУЭ обеспечено функционирование контрольных каналов для анализа достоверности системы сбора информации.
Обеспечена эффективная защита АСКУЭ от электромагнитных помех которые могут приводить как к отказам так и к сбоям в системе. Применяются специальные защищенные кабели с общим экраном заземления. Каждая пара проводов в кабеле имеет самостоятельную скрутку («витая пара» в экране).
Выполнены требования «Указаний по выполнению средств защиты от импульсных помех вторичных цепей электрических станций и подстанций» утвержденных Минэнерго РБ в 1994 году.
5 Эксплуатация и техническое обслуживание
Аппаратно-программный комплекс АСКУЭ предназначен для круглосуточной непрерывной работы в автоматическом режиме.
Технические средства АСКУЭ допускается использовать только в условиях определенных эксплуатационными документами на них.
При монтаже параметризации приборов учета электроэнергии эксплуатации ремонте и поверке необходимо соблюдать правила работы с электрическим оборудованием.
Персонал должен быть подготовлен к таким работам иметь допуск к работе с электрическим напряжением до 1000 В. Должны соблюдаться требования безопасности установленные ГОСТ 12.2.007.0 ГОСТ 12.2.007.3 а также «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей». Необходимо предусмотреть защиту от неконтролируемого включения сетевого напряжения.
Установку УСПД на объектах должны производить квалифицированные специалисты ознакомленные с конструкцией УСПД и руководством по эксплуатации.
Запрещается самостоятельный ремонт УСПД обслуживающим персоналом. Ремонт должен производиться квалифицированными специалистами в специализированных мастерских.
Техническое обслуживание заключается в систематическом наблюдении за правильностью работы регулярном техническом осмотре и устранении возникших неисправностей.
Ежедневно в течение рабочего дня должен проводиться контроль за работой УСПД.
Технический осмотр производится один раз в полгода. Во время технического осмотра проверяется целостность монтажа линий: связи питающих цепей и цепей заземления отсутствие механических повреждений удаление с корпуса пыли грязи влаги. Технический осмотр производится наружным осмотром.
Контроль за работой УСПД производится лицами за которыми закреплено устройство. Крышка корпуса панели монтажной должны быть опломбированы и не должны вскрываться во время эксплуатации.
Персонал обслуживающий УСПД должен иметь группу допуска по электробезопасности для работы с напряжениями до 1000 В.
Ремонтный персонал должен иметь квалификацию электробезопасности не ниже третьей.
Восстановление данных системы производится путем повторного опроса счетчиков. Опрос начинается с первого счетчика при этом параметры цикла опроса – последовательность опроса типы и номера приборов учета устанавливаются при конфигурировании УСПД и хранятся в энергонезависимой памяти. Там же хранятся и накопленные данные за предшествующие месяцы.
В обязанности обслуживающего персонала входит проведение:
- ежедневного обхода
- ежемесячного профилактического осмотра
- ежеквартального обслуживания системы.
Виды технического обслуживания системы и порядок проведения работ приведены в таблице 3.1.
Виды технического обслуживания
Периодичность проведения
Плановое обслуживание
Ежедневно (в течение рабочего дня смены)
Профилакти-ческий осмотр
Специалист предприятия
Представитель предприятия-изготовителя АСКУЭ
Проверка состояния монтажа работоспособности системы правильности функционирования АРМ сервисное сопровождение и обслуживание автономное тестирование неисправных компонентов и т.п.
Внеплановое обслуживание
При возникновении неисправности
Специалист предприятия-изготовителя АСКУЭ
Замена вышедших из строя деталей модулей микросхем изменение конфигураций и т.п.
Так как АСКУЭ предназначена для коммерческого учета то в ней предусмотрены как меры защиты от несанкционированного доступа так и меры приводящие к ее неразрушению при санкционированном доступе.
На всем пути прохождения информация защищена аппаратными и программными методами.
- Электрические счетчики и УСПД имеют крышку которая пломбируется контролирующей организацией после присоединения проводов и параметризации УСПД.
- Доступ к данным защищен паролем сами данные - контрольной суммой и аппаратно комплектом для защиты информации типа брелок-считыватель. Просмотр и модификация данных защищен разными уровнями паролей. Модификация данных (параметризация) возможно только представителями (или в присутствии представителя) представителя энергосбыта.
При сбоях в работе АСКУЭ обеспечивается сохранность информации. Основными способами сохранения информации являются периодическое автоматическое резервирование накопленных данных в УСПД и данные в памяти первичных электронных средств сбора информации (электронных счетчиков).
Дополнительными способами являются: устройство бесперебойного питания (UPS).
7. Каналы и средства передачи информации АСКУЭ
Сечение и длина соединительных проводов во вторичных цепях напряжения для трансформаторов напряжения расчетного учета должны быть таковыми чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0.2% от вторичного номинального напряжения.
Каналом передачи информации между трансформаторами тока и электрическими счетчиками служат провода сечением 25 мм2 с медными жилами. Максимальная длина соединительных проводов для проектируемой АСКУЭ составляет 3м.
Номинальная нагрузка ИТТ типа ТНШЛ 066-02S-15005 У2 принята равной 15 (ВА). Мощность потребляемая счетчиком электроэнергии СС301-5.1 по измерительной токовой цепи составляет 05 ВА поэтому для сохранения требуемой точности нужно увеличить нагрузку ИТТ на 1 ВА. При номинальной нагрузке измерительной цепи 5 А потребляемой мощности 15 ВА соответствует сопротивление нагрузки 006 Ом (из формулы I2*R = P).
Rпров.= 0017 * L S (Ом)
Lпров. = Rпров* S 0017 (м)
Исходные данные для расчета длины проводов между ИТТ и счетчиком:
-удельное сопротивление меди 0017 (Ом*м мм2);
-сечение соединительных проводов 25 мм2.
Rпров.= 10 52 = 004 (Ом)
Lпров.= 004*25 0017 = 5882 (м)
Измерительные токовые цепи счетчика подключаются к ИТТ двумя проводами таким образом длина каждого провода соединяющего ИТТ и счетчик должна быть около 3 м.
Передача данных в энергоснабжающую организацию осуществляется по GSMGPRS-каналу связи через встроенный в УСПД модем Fastrack Supreme 10.
Технические характеристики GSM модема Fastrack Supreme 10:
Конструкция и питание
Размеры 73 мм x 545 мм x 255 мм
Температурный диапазон -30 +85°C
Внутренняя батарея Для питания часов (RTC)
Питание Micro Fit 4 контакта
Последовательный порт аудио сброс загрузка D-SUB 15 контактов
Индикация состояния Светодиод
СИМ-карта Встроенный держатель
Сертификат соответствия №0218314 серии А зарегистрирован BY11203.030 02527
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1 Технические средства системы
АСКУЭ разработана для внедрения системы коммерческого учета электроэнергии на Прибугском ПХГ.
Технические средства АСКУЭ:
Трансформаторы тока ТНШЛ-066-02S-15005 У2;
Счетчики электрической энергии переменного тока статические трансформаторного включения CC 301-5.1U 3х230400 50(70) RS-485 05S серии «Гран-Электро СС-301» СТРЭ 31.00.000 РЭ НПООО «ГРАН-СИТЕМА-С» Республика Беларусь. Госреестр СИ № РБ 03 13 1316 06;
Каналообразующая аппаратура – проводная связь RS-485 GSM-модемная связь и Ethernet сеть;
Источник бесперебойного питания (UPS).
2 Измерительные трансформаторы тока
Для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам в АСКУЭ применены трансформаторы тока класса точности 02S типа ТНШЛ 066-02S-15005 У2 установленные в ячейках ввода электроэнергии 04 кВ в помещении КТП компрессорного цеха ПХГ.
Измерительные трансформаторы тока применены того же типа который и ранее находился в эксплуатации и они устанавливаются на те же места. Однако класс точности их повышен до 02S что обусловлено требованием сохранения точности измерений при нагрузке менее 5% от номинальной т.е. выполнением требований ТУ во всем диапазоне нагрузок.
Трансформаторы изготовлены в исполнении "У" категории размещения 2 по ГОСТ 15150 для работы в следующих условиях:
- высота установки над уровнем моря не более 1000 м;
- температура окружающей среды:
при эксплуатации - от минус 45 до плюс 50°С;
при транспортировании и хранении - от минус 50 до плюс 55°С;
- относительная влажность воздуха не более 100% при 25°С;
- окружающая среда невзрывоопасная соответствующая атмосфере II ГОСТ 15150 а также не содержащая пыли химически активных газов и паров в концентрациях разрушающих покрытия металлов и изоляцию;
- положение трансформатора в пространстве: на токи 800 - 3000 А любое.
Технические данные ТНШЛ 066-02S-15005 У2
Номинальное напряжение кВ 066
Наибольшее рабочее напряжение кВ 08
Номинальная частота Гц 50
Номинальный первичный ток А 1500
Номинальный вторичный ток А 5
Номинальная вторичная нагрузка
с коэффициентом мощности cosφ = 08 ВА 20
Трёхсекундный ток термической стойкости
не менее 800 - 200 А
Испытательное одноминутное напряжение промышленной частоты
вторичной обмотки - 2 кВ для исполнения У2
В АСКУЭ Прибугского ПХГ применены счетчики электрической энергии переменного тока (производства НПООО «ГРАН-СИCТЕМА-С» Республика Беларусь) – счетчики статические трехфазные серии «Гран-Электро СС-301» трансформаторного включения по току CC 301-5.1U класса точности 05S СТРЭ 31.00.000 РЭ (Госреестр СИ № РБ 03 13 1316 06).
Электросчетчики предназначены для учета активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлениях по восьми тарифным зонам в двенадцати тарифных сезонах.
Электросчетчики соответствуют классу точности 05 S при измерении активной энергии прямого и обратного направлений и классу точности 1 при измерении реактивной энергии прямого и обратного направлений.
По степени защиты от поражения электрическим током счетчики соответствуют оборудованию класса II по ГОСТ 12.2.091-2002.
По устойчивости к климатическим воздействиям счетчики соответствуют группе 4 по ГОСТ 22261-94 с предельным рабочим диапазоном температуры окружающего воздуха от минус 20 до плюс 55 °С относительной влажности воздуха не более 95 % при температуре плюс 30 °С. Установленный рабочий диапазон температур счетчика от минус 10 до плюс 45 °С.
Степень защиты оболочки счетчика IP51 по ГОСТ 14254-96.
Счетчики серии "ГРАН-ЭЛЕКТРО СС-301" внесены в Государственный реестр Средств измерений РБ поверены и опломбированы энергоснабжающей организацией и государственной метрологической службой в соответствии с методикой МП Мн. 1008-2001.
Защита от несанкционированного перепрограммирования счетчика - программная (пароли) и аппаратная (установлена крышка зажимов).
Технические характеристики счетчика "Гран-Электро СС-301" (трансформаторного включения)
Наименование величины
Класс точности: - для активной энергии по СТБ 05S
Базовый ток (Iб) А 1 или 5
Максимальный ток (Iмакс)15Iб
Количество тарифов от 1 до 8
Количество тарифных зон от 1 до 48
Количество тарифных сезонов от 1 до 12
Количество тарифных расписаний 2 (основное и резервное)
Глубина хранения срезов энергии
при 30 (15) мин интервале усреднения дней 60 (30)
Глубина хранения значений накопленной
энергии в целом и с разбивкой по 8 тарифам:
- на начало сутоквсех дней текущего месяца;
- на начало месяцатекущего и 11 предыдущих месяцев;
- на начало годатекущего года и 7 предыдущих лет
Глубина хранения значений максимальной
мощности за месяц (при 30 мин интервале
усреднения) в целом и с разбивкой
по 8 тарифамза текущий и 23 предыдущих
Глубина хранения значений приращения
- за сутки за текущие и 30 предыдущих;
- за месяц за текущий и 23 предыдущих;
- за год за текущий и 7 предыдущих
Стартовый ток при Uномин и cosf=1:
- для класса точности 02S и 05S0001 Iномин
Мощность потребляемая параллельной цепью
- полная ВЧА не более 1.5
- активная Вт не более1.5
Полная мощность потребляемая
последовательной цепью ВЧА не более 05
Интервал усреднения мощности мин 3 и 30 или 3 и 15
Отображение значений мощности при
мин интервале усреднениятекущие и 10 предыдущих
Время хранения информации при отключении
питания в течение срока службы
Корректировка времени за год мин не более 30
Сохранение работоспособности таймера при
отключении сетевого питания лет не менее 3
Защита от несанкционированного
перепрограммирования счетчика программная (пароли) и аппаратная (установлена крышка зажимов и ключ на плате)
Архивы событий - архив ошибок архив состояния сети;
- архив корректировок
Средний срок службы до первого капитального
ремонта лет не менее 24
Установленный срок службы лет не менее 24
Средняя наработка на отказ ч не менее 150000
Счетчик подлежит государственному метрологическому контролю и надзору.
Поверка счетчиков осуществляется только органами Государственной метрологической службы или аккредитованными метрологическими службами юридических лиц.
Поверка счетчика производится в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии переменного тока статические «ГРАН-ЭЛЕКТРО СС-301» Методика поверки МП. Мн 1008 - 2001».
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УСПД
Напряжение питания сети переменного тока с частотой (50±1) Гц (230±23).
Пределы допускаемой относительной погрешности преобразования цифрового сигнала в именованные величины % ±001.
Пределы допускаемой относительной погрешности каждого канала при измерении электрической энергии . ±(01 + предел допускаемой относительной погрешности счетчика по СТБ ГОСТ Р 52322-2007 или СТБ ГОСТ Р 52323-2007).
Суточный ход часов УСПД ссут в пределах ±5.
Допускаемая абсолютная погрешность синхронизации часов УСПД с часами счетчика с
Число входных каналов УСПД для сбора данных со счетчиков электрической энергии
по интерфейсу RS 485 . . 3.
Количество подключаемых к УСПД счетчиков электрической энергии .. до 255
Количество выходных каналов УСПД для передачи данных в системы верхнего уровня:
через GSM-модем - 1.
по интерфейсам RS 232 – 1.
Глубина хранения информации об энергопотреблении за сутки
по каждому каналу учета мес не менее 3.
Глубина хранения информации об энергопотреблении за месяц
по каждому каналу учета лет не менее .. 1.
Сохранение информации при пропадании сетевого напряжения лет не менее 3.
Время работы часов УСПД при пропадании сетевого напряжения дней не менее . 30.
Потребляемая мощность УСПД Вт не более .. 35.
Габаритные размеры мм не более .270х210х60.
Масса УСПД кг не более . 3.
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96 . IP 22.
Класс защиты от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.091-2002 I.
Средняя наработка на отказ ч не менее . .60000.
Средний срок службы лет не менее 10.
Климатические условия при эксплуатации:
температура окружающего воздуха °С от минус 10 до плюс 60
относительная влажность окружающего воздуха % до 90 % при температуре 30 °С
атмосферное давление кПа . от 84 до 1067.
УСПД выполнено в металлическом корпусе с пломбируемым клеммным отсеком что позволяет устанавливать УСПД как в электротехнических шкафах так и без них.
УСПД регистрирует и хранит следующие данные о потреблении электроэнергии по каждому прибору учета электроэнергии:
-и время опроса данных (по часам прибора учета);
- Накопленное значение показаний прибора учета электроэнергии по тарифным зонам;
- Накопленное значение показаний прибора учета электроэнергии суммарное;
- Значение показаний прибора учета электроэнергии на начало расчетного периода по тарифным зонам (до 4 тарифных зон);
- Значение показаний прибора учета электроэнергии на начало расчетного периода;
- Значения показаний прибора учета электроэнергии на начало месяца за 12 месяцев включая текущий по тарифным зонам.
Кроме того система сбора и передачи данных ведет собственный журнал событий и позволяет открыть канал прямого доступа к счетчику для получения дополнительных параметров.
В качестве устройства передачи данных в энергоснабжающие организации по потреблению энергии используется GSM-мoдем.
Поверка системы КОНУС-2000Е проводится в соответствии с методикой поверки МРБ МП.1499-2012.
Межповерочный интервал установлен равным 24 месяца.
ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1 Программное обеспечение системы
Программное обеспечение (ПО) системы предназначено для реализации функций необходимых для выполнения задач по сбору хранению обработке отображению и передачи данных собранных со счетчиков электрической энергии. ПО устанавливается в УСПД и «АРМ Энергетика». ПО УСПД отвечает за сбор и хранение информации со счетчиков передачу ее в «АРМ Энергетика» и сервер энергоснабжающей организации. ПО «АРМ Энергетика» отвечает за отображение информации и формирование отчетов.
Структура ПО УСПД и «АРМ Энергетика» по модулям и задачам представлена на рисунке 5.1.
Описание модулей ПО приведено в таблице 5.1.
Список таблиц базы данных УСПД приведен в таблице 5.2.
Структура управления базами данных представлена на рисунке 5.2.
Описание настроечных таблиц каналов информационного обмена данными по протоколу ЭКОМ-3000 для Кобринского УМГ приведено в Приложении.
Рисунок 5.1 Структура ПО
Таблица 5.1 Описание основных модулей ПО
Модуль выполняющий функцию глобального управления системой. Отвечает за взаимодействие остальных модулей запуск процессов обработку системных и пользовательских запросов.
Модуль инициализации
Отвечает за инициализацию подключения к СУБД и остальных модулей ПО.
Модуль взаимодействия с верхним уровнем АСКУЭ
Модуль отвечающий за передачу данных в энергоснабжающую организацию.
Модуль регистрации абонентов
Регистрация информации о включаемом в систему объекте (название номер договора адрес электронный адрес телефон и т. д.)
Модуль конфигурирования
Конфигурирование системы установка параметров физических портов настройка типов количества и параметров электронных счетчиков настройка групп балансовых групп задание формул расчета.
Модуль фиксирования событий
Фиксирование событий от счетчиков пользователя системы.
Опрос счетчиков задание периодичности и типа опроса программирование опрашиваемых параметров.
Отображение информации сохраненной в базе данных в графическом и табличном видах.
Диагностика работоспособности системы (состояние каналов связи состояние модемов выявление ошибок исполнения программы).
Отображение информации о потреблении электроэнергии в виде отчетных форм.
Выполняет расчет по каждой точке учета в соответствии с заданным алгоритмом.
Отслеживание активности основной программы. При сбоях производится восстановление баз данных и перезагрузка ПО.
Модуль корректного завершения функционирования ПО.
Таблица 5.2 Список таблиц базы данных УСПД
Наименование таблицы
Описание тарифных зон
Описание временных зон в тарифах
Описание временных зон в тарифах сезона
Параметры считываемые со счетчиков
Основные настройки отчетов
Настройки программы (шрифты цвета)
Расшифровка событий УСПДсчетчиков
Таблица содержащая события УСПД и подключенных счетчиков
Настройки УСПДАРМ (адрес УСПД направление коррекции глубина хранения данных и т.д.);
Таблица содержащая основные настройки для работы программы с БД;
Настройки пользователя;
Таблица содержащая настройки виртуальных счетчиков
Основные настройки для расчета (формулы для суммирующих счетчиков)
Таблица содержащая последние данные измерений
Таблица содержащая архивы данных считываемых со счетчика
L2HALF_HOURLY_ENERGY
Таблица хранящая архивы получасовых срезов
Таблица хранящая периодические данные (значения токов напряжений)
Таблица содержащая настройки команд используемых для циклического опроса счетчика
Описание типов счетчиков которые могут быть подключены к УСПД
Таблица содержащая основные настройки физических счетчиков подключенных к системе
Таблица содержащая основные настройки каналов связи
Рисунок 5.2 Структура управления базами данных
Основными элементами структуры являются:
-база данных (хранение собранных и вычисленных значений считанных с электросчетчика)
-СУБД – система управления базой данных (предоставляет доступ к базе данных)
-ЛВС – локальная вычислительная сеть
-СП – серверное приложение (ПО УСПД)
-КП – клиентское приложение (АРМ Энергетика)
2 Сервисное программное обеспечение
2.1 Для параметризации и диагностики счетчиков используется сервисное программное обеспечение предоставляемое компанией производителем счетчиков. Параметризацию счетчиков можно производить локально посредством оптического устройства либо удаленно используя функцию транзитного доступа УСПД. Параметризация счетчиков удаленно производится в два этапа:
-открытие транзитного доступа к счетчику используя функции УСПД;
-запись необходимых данных посредством сервисного программного обеспечение производителя счетчика.
2.2 Для параметризации и диагностики УСПД используется ПО УСПД. Параметризация УСПД производится подключением к УСПД устройств вводавывода информации(клавиатура мышь монитор).
Параметризация УСПД производится в несколько этапов:
-создание каналов опроса счетчиков и каналов вывода информации на верхний уровень АСКУЭ (задание типа канала скоростей паритета битов четности задержек в канале и т. д.)
-создание счетчиков и привязка их к каналам опроса (задание типов счетчиков сетевых адресов заводских номеров и т. д.)
-создание групп учета и заполнение их счетчиками
-создание балансовых групп
Диагностика УСПД выполняется посредством внутренней утилиты. Диагностика выполняется по следующим критериям:
-связь со счетчиками;
-связь с АРМ Энергетика;
-ошибки исполнения программы.
Результаты записываются в базу данных и доступны для пользователя в виде отчетных форм с информацией о ходе и результат выполнения тестов.
2.3 Для диагностики СУБД используется ПО поставляемое вместе с сервером БД Firebird а именно – утилита gbak. Диагностика СУБД производится автоматически при каждой загрузке УСПД а также с программируемой периодичностью (по умолчанию 1 раз в 3 часа). При выявлении какой-либо ошибки производится автоматическое восстановление БД из последнего сохраненного архива и выполняется перезагрузка ПО УСПД.
1 Информационное обеспечение на уровне приборов учета
1.1 Перечень выходных сигналов формируемых счетчиком представлен в таблице 6.1
Таблица 6.1 Перечень сигналов
Наименование сигнала
Периодичность измерения
Значение напряжение по фазе А
Значение напряжение по фазе В
Значение напряжение по фазе С
Значение тока по фазе А
Значение тока по фазе В
Значение тока по фазе С
Значение активной мощности (сумма по фазам)
Значение активной мощности по фазе А
Значение активной мощности по фазе В
Значение активной мощности по фазе С
Значение реактивной мощности по фазе А
Значение реактивной мощности по фазе В
Значение реактивной мощности по фазе С
Учет приема активной энергии
Учет отдачи активной энергии
Учет приема реактивной энергии
Учет отдачи реактивной энергии
2 Информационное обеспечение на уровне УСПД
Источниками информации для УСПД являются электронные многотарифные счетчики.
Процедура получения данных с электронных счетчиков электроэнергии реализована по принципу ведомый-ведущий. Инициатором обмена является УСПД формирующее запрос на получение данных. Счетчик получив запрос адресованный к нему формирует ответ. Протокол обмена со счетчиками приведен в приложении Х.
Процедура получения данных из УСПД реализована по принципу ведомый-ведущий. «АРМ Энергетика» опрашивает данные по интерфейсу Ethernet. ПО энергоснабжающей организации опрашивает данные по GSM-каналу. Протокол обмена – ЭКОМ-3000 (modbus).
Основные положения метрологического обеспечения на стадиях разработки производства технических средств соответствуют требованиям действующей нормативно – технической документации.
Основные метрологические характеристики ЦИК АСКУЭ устанавливаются в процессе метрологической поверки. Для поверки системы изготовителем разработан документ: МРБ МП.1499-2012 “Методика поверки”.
Источниками погрешности измерений расхода электроэнергии ИК АСКУЭ являются:
Трансформаторы тока класса точности 02S типа ТНШЛ 066-02S-15005 У2.
Потери напряжения в канале передачи информации между трансформаторами тока и электрическими счетчиками не превышает 02 % от вторичного номинального напряжения.
Счетчики электрической энергии переменного тока статические трансформаторного включения CC 301-5.1U 3х230400 50(70) RS-485 класса точности 05S серии «Гран-Электро СС-301» СТРЭ 31.00.000 РЭ НПООО «ГРАН-СИТЕМА-С» Республика Беларусь. Госреестр СИ № РБ 03 13 1316 06;
-Пределы допускаемой относительной погрешности преобразования цифрового сигнала в именованные величины % ±001.
-Суточный ход часов УСПД ссут в пределах .. . ±5.
-Допускаемая абсолютная погрешность синхронизации часов УСПД с часами счетчика с не более . . ±2.
Подсистема электроснабжения комплекса технических средств автоматизированной системы отвечает требованиям «Правил технической эксплуатации потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
Цепи заземления удовлетворяет требованиям ПТБ ПУЭ «Инструкции по устройству цепей заземления и зануления в электроустановках СН102-76».
Для создания АСКУЭ предприятия и ввода ее в промышленную эксплуатацию необходимо:
)провести анализ и проектирование автоматизированной системы контроля и учета электропотребления в соответствии с действующими техническими требованиями к системам АСКУЭ промышленных предприятий;
)согласовать количество тип и точки размещения коммерческих приборов учета с энергоснабжающей организацией а основные технические решения по созданию АСКУЭ с филиалом РУП «Брестэнерго» Энерготелеком;
)произвести закупку необходимого оборудования;
)осуществить монтаж системы на объекте автоматизации;
)провести наладку системы;
)сдать систему в опытную эксплуатацию комиссией с обязательным участием представителей энергоснабжающей организации и филиала РУП «Брестэнерго» Энерготелеком оформив и утвердив соответствующий акт в РУП «Брестэнерго»;
)в случае успешного прохождения опытной эксплуатации провести поверку системы в органах Госстандарта РБ;
)в случае успешного прохождения поверки принять систему в промышленную эксплуатацию с обязательным участием представителей энергоснабжающей организации и филиала РУП «Брестэнерго» Энерготелеком оформив и утвердив соответствующий акт в РУП «Брестэнерго».
Гарантийный срок на предлагаемую систему составляет 36 месяцев с момента ввода в эксплуатацию. В течение гарантийного периода исполнитель обязуется заменять дефектные изделия обнаруженные в процессе эксплуатации и устранять ошибки в работе ПО.
Гарантия не имеет силы в следующих случаях:
Нарушение условий и правил эксплуатации.
Обслуживание персоналом не имеющим соответствующих навыков.
По истечении срока гарантии возможно послегарантийное обслуживание которое может быть в двух вариантах:
- ПЕРВЫЙ ВАРИАНТ. ЗАКАЗЧИК вызывает представителя ИСПОЛНИТЕЛЯ для устранения возникшего дефекта. Поставка запасных частей в этом случае является обязанностью ЗАКАЗЧИКА (при отсутствии у ЗАКАЗЧИКА необходимых запасных частей ЗАКАЗЧИК оплачивает стоимость замененных изделий).
-ВТОРОЙ ВАРИАНТ. ЗАКАЗЧИК и ИСПОЛНИТЕЛЬ заключают договор о постоянном обслуживании.
Система имеет возможность как дальнейшего наращивания количества точек учета так и изменения существующих. На предприятии имеется ЛВС что позволяет передавать информацию существующие рабочие места а также организовывать новые. Также система позволяет организовать комплексный учет других существующих энергоносителей: по пару конденсату сетевой и хозяйственно-питьевой воде воздуху и др.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
По способу защиты от поражения электрическим током средства автоматизации выполняются в соответствии с ГОСТ 12.2.007-95.
Внешние элементы средств АСКУЭ находящиеся под напряжением имеют защиту от случайного прикосновения выполнено защитное заземление в соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 «Правилами устройства электроустановок».
При установке монтаже техническом обслуживании и эксплуатации средств АСКУЭ должны соблюдаться «Правила устройства электроустановок» и «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок» «правила пожарной безопасности для энергетических предприятий» требования руководств по эксплуатации соответствующего оборудования.
Монтаж средств АСКУЭ выполнить в соответствии со СНИП 3.05.06-85 СНИП 3.05.07-85 СНИП III-4-80.
К работам по техническому обслуживанию средств АСКУЭ допускаются лица изучившие документацию прошедшие обучение и инструктаж по технике безопасности и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже группу III.
Общие требования безопасности при подготовке и проведении испытаний средств АСКУЭ– по ГОСТ 22261-94 и ГОСТ 12.3.019-80. дополнительных требований безопасности кроме изложенных в эксплуатационных документах на оборудование не предъявляется.
Обеспечение безопасности эксплуатации АСКУЭ достигается за счет выполнения:
- ограждения токоведущих частей;
- применения автоматических выключателей;
- защитного заземления оборудования АСКУЭ.
Производство работ выполнять в соответствии с ППБ 2.09-2002.
Пожарная безопасность проектируемой АСКУЭ обеспечивается следующими проектными решениями:
- выбором параметров автоматических выключателей в шкафах АСКУЭ
- выполнением защитного заземления средств АСКУЭ
- выбором марок кабелей не распространяющих горение.
В связи с тем что применяемое в проекте оборудование размещается в помещениях действующих электроустановок предприятия имеющих необходимые средства пожаротушения для указанных помещений а также то что в составе проекта для обработки информации и ее отображения применены серийные сертифицированные офисные компьютеры ПЭВМ дополнительные мероприятия по противопожарной защите не предусматривались.
Средства АСКУЭ в т.ч. кабели линий связи при эксплуатации не оказывают отрицательного воздействия на окружающую среду. Устанавливаемые средства не производят выделений в почву воздух воду не создают вредных электромагнитных или других излучений не являются источником каких-либо частотных колебаний шума вибраций и иных вредных физических воздействий на окружающую среду.
Необходимость в разработке дополнительных мероприятий по охране окружающей среды отсутствует.
Планируемые работы не требуют водоснабжения и водоотведения при производстве работ и не затрагивают существующие системы водоотведения и водоснабжения.
Нарушение плодородного слоя почвы существующего асфальтобетонного покрытия проходов и проездов удаления деревьев не производится.
Патентоспособные решения в настоящем проекте отсутствуют. Изобретения других организаций не применены.
Объекты новой техники кроме типовых и повторно применяемых решений не разрабатывались вследствие чего не возникла необходимость в изучении патентных материалов и в составлении патентного формуляра.
Паспорт АСКУЭ содержит соответствующие паспорта-протоколы на каждый измерительный канал учета (ЦИК1-Р1 и ЦИК2-Р2)и технические средства неизмерительного назначения используемые для построения АСКУЭ Прибугского ПХГ. Паспорта-протоколы заполняет Заказчик при вводе АСКУЭ объекта учета в опытную эксплуатацию.
Паспорт-протокол цифрового измерительного канала цифровой АСКУЭ
Объект учета Прибугское ПХГ Брестская обл. п.Высокое
АСКУЭ (наименование) Промышленное
Измерительный канал № ЦИК1 – Р1 (КТП №586 0.4кВ ввод 1 яч. 1)
Значения соответствующих характеристик данные о поверке
Типы и номера установленных СИ дата их последней поверки МПИ дата очередной поверки
Марка сечение расчетная и смонтированная длина провода
Расчетные сопротивления цепи (Ом) и падение напряжения для ТН (В %)
Рабочий диапазон изменения первичной нагрузки ИК (%I1ном)
Предельная относительная погрешность ТТ в рабочем диапазоне (%)
Допустимый диапазон вторичной нагрузки ТТ (Ом ВА)
Допустимые значения влияющих факторов (ГОСТ 1983-2001)
Предельные относительные погрешности от влияющих факторов (%) (ГОСТ 1983-2001)
Допустимые значения влияющих факторов (ГОСТ 30206-94 для счетчиков класса точности 02S и 05S ГОСТ 30207-94 для счетчиков класса точности 1 и 2)
Предельные относительные погрешности от влияющих факторов (%) (ГОСТ 30206-94 для счетчиков класса точности 02S и 05S ГОСТ 30207-94 для счетчиков класса точности 1 и 2)
Паспортная погрешность хода внутренних часов (ссутки)
Способы синхронизации часов и установки времени
Разрядность и дискретность представления результатов измерений на цифровом табло счетчика
Формат разрядность и точность результата измерений в ЦБД счетчика
Формат разрядность и точность результата измерений в протоколе цифрового интерфейса счетчика
Расчетная относительная погрешность ЦИК (ТН ТТ счетчик %)
Измерительный канал № ЦИК2 – Р2 (КТП №586 0.4кВ ввод 2 яч. 11)
Паспорт-протокол неизмерительных компонентов цифровой АСКУЭ
Объект учета Прибугское ПХГ п.Высокое
Фактические значения характеристик
Частота ошибок Qош или длина L безошибочно принимаемого пакета
Максимальное количество N ЦИК
Значность m (формат и разрядность результатов)
Паспортная погрешность хода внутренних часов t (ссутки)
Возможность синхронизации от ИСТВ по прямому входу
Используемые методы защиты данных от ошибок
Компьютер (АРМ начальника ЭВС) с программным обеспечением АСКУЭ (ПО «АРМ Энергетика)
Максимальное количество n ЦИК в группе (n≤N)
Значность k коэффициентов KI KU KIU
Количество добавочных разрядов v при сложении с плавающей запятой
Точность суточного хода часов t (с синхронизацией от источника точного времени (belgim.by)
М - максимальное число которое счетчик может зарегистрировать в результате измерения энергии и накопления ее значений за длительный интервал времени;
КI – коэффициент трансформации по току для ТТ;
КU – коэффициент трансформации по напряжению для ТН;
КIU – коэффициент трансформации по току и напряжению.ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
В настоящем проекте использованы следующие сокращения:
АРМ – автоматизированное рабочее место;
АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электроэнергии;
ИБП – источник бесперебойного питания;
ИТТ – измерительный трансформатор тока;
ЛВС – локальная вычислительная сеть;
ПК – персональный компьютер;
ПО – программное обеспечение;
ПХГ – подземное хранилище газа;
ЦИК – цифровой измерительный канал.
Все проектные решения соответствуют действующим в Республике Беларусь «Системе стандартов безопасности труда»:
РД 50-34.698-90 Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов;
РД 50-680-88 «Методические указания. Автоматизированные системы. Основные положения»;
СНБ 1.03.02-96 «Состав порядок разработки и согласования проектной документации в строительстве»;
СТП 09110.35.122-08 Типовые требования к проектам региональных АСКУЭ и АСКУЭ потребителей;
СТП 09110.47.104-11 Методические рекомендации по автоматизации распределительных сетей 04-10(6) кВ Белорусской энергосистемы;
СТБ 2096-2010. Автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии. Общие технические требования;
РМГ 29-99 «Метрология. Термины и определения».
Изменения №1 СН 174-75 «Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий;
ГОСТ 12.1.004-91 – Пожарная безопасность. Общие требования.;
ГОСТ 12.1.019-79 – Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.;
ГОСТ 12.1.030-81 – Электробезопасность. Защитное заземление зануление.;
ГОСТ 12.2.007.0-75 – Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.
ГОСТ 21.408-93 Система проектной документации для строительства. Правила выполнения рабочей документации автоматизации технологических процессов;
ГОСТ 34.201-89 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем;
ГОСТ 34.601-90 «Автоматизированные системы. Стадии создания»;