СиСтемы информационноизмерительные контроля и учЁта

энергопотребления «энергомера»

Руководство по

эксплуатации ОКП 4222 30

САНТ.411711.003 РЭ

Предприятие-изготовитель:

ЗАО «Энергомера»

355029, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 415

8 (800) 200-75-27 (горячая линия, звонок бесплатный);

Тел.: 35-67-45 (канцелярия);

Тел./факс: 8 (8652) 56-66-90 (центр консультаций

потребителей);

56-44-17 (канцелярия);

E-mail: [email protected];

www.energomera.ru.

1

СОДЕРЖАНИЕ

1 Сокращения

2 Термины и определения

3 Требования безопасности

3.1 Требования безопасности при проведении монтажных работ и пусконаладочных работ

3.2 Требования безопасности при эксплуатации

3.3 Требования к персоналу

4 Описание и работа

4.1 Назначение и выполняемые функции

4.2 Структура ИИС

4.3 Состав ИИС

4.4 Технические характеристики

4.5 Система обеспечения единого времени

4.6 Указания по измерительным схемам, содержащим измерительные трансформаторы.. 4.7 Использование PLC-каналов

4.8 Использование радиоканала

5 Построение ИИС

5.1 Построение измерительных схем на PLC-каналах и радиоканалах

5.2 Построение измерительных каналов при прямом подключении счётчиков через цифровые интерфейсы

5.3 Организация централизованного сбора данных

5.4 Типовые проекты

5.5 Конфигурирование ИИС

6 Контроль работоспособности

7 Эксплуатация ИИС

Настоящее руководство по эксплуатации (далее – РЭ) распространяется на Системы информационно-измерительные контроля и учёта энергопотребления «Энергомера» (далее – ИИС), выпускаемые по техническим условиям САНТ.411711.003ТУ.

РЭ предназначено для персонала, осуществляющего проектирование, монтаж, пуско-наладочные работы и эксплуатацию автоматизированных систем учёта энергоресурсов.

Перед началом работы необходимо проверить наличие обновлённой редакции РЭ на сайте http://www.energomera.ru для актуализации сведений, содержащихся в РЭ.

1 СОКРАЩЕНИЯ ЭМС – электромагнитная совместимость.

ЭИИМ – эквивалентная изотропная излучаемая мощность.

АФУ – антенно-фидерное устройство.

ИК – измерительные каналы.

СИ – средство измерений.

АРМ – автоматизированное рабочее место.

СЦИ – счётчик с цифровым интерфейсом.

ОЗУ – оперативно-запоминающее устройство.

УСПД – устройство сбора и передачи данных (УСПД 164-01М или СЕ805).

ЛЭП – линия электропередач.

ПЗУ – постоянное запоминающее устройство.

ЭД – эксплуатационная документация.

БД – база данных.

DES — Data Encryption Standard (стандарт симметричного алгоритма шифрования).

PLC – Power Line Communication (передача данных по низковольтной электрической сети).

ТТ – трансформатор тока.

ТН – трансформатор напряжения.

ТП – трансформаторная подстанция.

2 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Канал учёта: канал измерения величины одного типа (например – энергия активная прямого направления), имеющий заданные метрологические характеристики и порядковый номер. Каждый канал учёта должен входить в один из счётчиков.

Точка учёта: логическая группа каналов учёта. Возможно объединение в одну точку учёта каналов учёта из разных счётчиков.

Профиль: группа значений именованных величин, получаемых от группы каналов учёта и имеющих:

— один из следующих типов – интегральныя, мгновенныя, за интервал;

— одно количество тарифов;

— один интервал усреднения (или обновления значений для интегральных типов).

Примечание: Для профиля задаётся объём памяти данных.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1 Требования безопасности при проведении монтажных работ и пусконаладочных работ.

3.1.1 При монтаже следует соблюдать требования Межотраслевых правил по охране труда (Правила Безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00.

3.2 Требования безопасности при эксплуатации.

3.2.1 При работе с изделиями, входящими в ИИС, необходимо соблюдать требования безопасности, изложенные в соответствующих разделах эксплуатационной документации на данные изделия, а также в настоящем РЭ.

3.3 Требования к персоналу.

3.3.1 Все работы по монтажу системы и наладке оборудования должны проводиться персоналом, имеющим группу по электробезопасности не ниже III.

3.3.2 Конфигурирование устройств и ввод рабочих параметров, работа с программными продуктами должны выполняться персоналом, имеющим уверенные навыки работы с персональным компьютером и изучившим, ЭД на соответствующие устройства и программные продукты. Дополнительные требования к персоналу, осуществляющему установку программных продуктов, изложены в ЭД на данные программные продукты.

4 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

4.1 Назначение и выполняемые функции 4.1.1 Системы информационно-измерительные контроля и учёта энергопотребления «Энергомера» (далее – ИИС) предназначены для измерения и многотарифного коммерческого учёта электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения данных по энергопотреблению.

Область применения ИИС – энергетические объекты оптового и розничного рынков электроэнергии, промышленные предприятия, коммунально-бытовое хозяйство и мелкомоторный сектор.

4.1.2 ИИС обеспечивают выполнение следующих функций для целей коммерческого учёта:

— измерение и многотарифный учёт активной и реактивной электрической энергии и мощности;

— сбор измерительных данных (включая параметры качества по ОСТ Р 54149-2010) и диагностической информации со счётчиков электроэнергии с цифровым интерфейсом;

— вычислительная обработка и хранение в базе данных сервера ИИС (далее – БД) информационных данных коммерческого учёта;

— управление нагрузкой (посредством подачи команд в УСПД);

— визуальное представление данных и генерацию отчётных форм;

— измерение текущего времени при помощи системы обеспечения единого времени;

— установку и синхронизацию текущего времени в УСПД и СЦИ;

— защиту данных, хранящихся в БД, от несанкционированного доступа.

ИИС обеспечивают выполнение следующих функций для целей технического учёта и контроля:

— сбор в заданные моменты времени с СЦИ и сохранение в БД мгновенных значений параметров электрической сети (активная и реактивная мощность, напряжение, ток, частота, гармонические составляющие);

— сбор в заданные моменты времени с СЦИ и сохранение в БД показателей качества электроэнергии;

— сбор со счётчиков и расходомеров воды, газа с цифровым интерфейсом и сохранение в БД величин объёма потреблённой холодной, горячей воды (показания на конец месяца, на конец суток, значений за месяц, сутки, текущие показания);

— сбор со счётчиков тепла и тепловычислителей с цифровым интерфейсом и сохранение в БД величин объёма потреблённой тепловой энергии и потребленного теплоносителя (показания на конец месяца, на конец суток, значений за месяц, сутки, текущие показания);

— сбор в заданные моменты времени со специализированных счётчиков с цифровым интерфейсом и сохранение в БД мгновенных значений текущего расхода энергоносителя, а также температуры горячей воды;

— управление встроенными реле нагрузки в СЦИ и внешними коммутационными аппаратами посредством подачи команд;

— контроль положения коммутационной аппаратуры и прием сигналов от датчиков и охранных устройств;

— передачу сообщений об аварийных событиях в счётчиках электроэнергии.

ИИС обеспечивает удалённый доступ с автоматизированных рабочих мест к БД сервера по защищённому соединению через сеть Интернет или локальную компьютерную сеть. При этом используются механизмы аутентификации пользователей и ограничения согласно установленных прав доступа для пользователей.

Программное обеспечение «CEnergo» обеспечивает ручной ввод в БД сервера информации о поступлении оплаты за электроэнергию по абонентам и вычисление долга абонента в рублях на основе данных о его фактическом потреблении.

4.1.3 ИИС внесены в Госреестр средств измерений под №52208-12.

4.1.4 ИИС имеет декларацию соответствия обязательным требованиям (система сертификации ГОСТ Р) №РОСС RU.AB67.Д00772.

4.2 Структура ИИС 4.2.1 ИИС предполагает трёхуровневую структуру систем учёта.

Первый уровень — измерительно-информационный комплекс (далее — ИИК) включает в себя:

измерительные трансформаторы тока классов точности 0,1, 0,2, 0,2S, 0,5, 0,5S;

– измерительные трансформаторы напряжения классов точности 0,1, 0,2, 0,5;

– вторичные измерительные цепи;

– счётчики электрической энергии, подключаемые через цифровые интерфейсы RS-485, CAN, RS-232;

– счётчики электрической энергии, подключаемые по PLC-каналу и радиоканалу;

– счётчики газа, тепла, воды, расходомеры, вычислители, подключаемые через цифровые интерфейсы RS-485, CAN, RS-232.

Второй уровень ИИС — информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее — ИВКЭ), на котором организуется сбор данных по объекту учёта и их передача на третий уровень при помощи информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), может включать следующие технические компоненты:

– устройства сбора и передачи данных УСПД 164-01М, СЕ805 (далее — УСПД);

– преобразователи цифровых интерфейсов;

– линии связи между устройствами;

– PLC-модемы типов CE832, CE834;

– радиомодемы типов СЕ831 (диапазон 433 МГц), СЕ833, EMB-250 (диапазон 2,4 ГГц);

– модемы GSM/GPRS;

– источники вторичного питания.

Передача данных от счётчиков к УСПД может производиться по цифровым каналам связи следующих типов:

– проводному – через интерфейсы RS-485, RS-232, CAN (прямое подключение к УСПД);

– PLC – по сети 0,4 кВ (подключение к УСПД через модемы типов CE832, CE834);

– радиоканалу (подключение к УСПД через модемы типов CE831, CE833, EMB-250, устройство индикаторное СЕ901);

Третий уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК содержит:

– сервер базы данных (далее — БД) с установленным программным обеспечением верхнего уровня;

– модемные устройства;

– вспомогательное оборудование вычислительной техники.

В качестве программного обеспечения верхнего уровня в ИИС используется специализированное ПО «CEnergo» (ЗАО «Энергомера»).

Передача от ИВКЭ в ИВК может производиться посредством следующих каналов связи:

– локальный цифровой интерфейс;

– сеть Ethernet;

– радиоканал;

– GSM/GPRS;

– спутниковый канал;

– выделенный проводной канал.

4.3 Состав ИИС.

4.3.1 Для каждого объекта учёта состав оборудования ИИС определяется индивидуально, исходя из используемых типов измерительных схем, числа и типов узлов учёта. Перечень компонентов, которые могут быть использованы в составе ИИС, приведён в таблице 4.1.

Таблица 4. Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 Согласно схеме объекта Измерительные трансформаторы напряжения по Согласно схеме объекта Многофункциональные счетчики электрической энергии, По количеству точек учета подключаемые по цифровым интерфейсам:

СЕ102; СЕ102М;

СЕ201; СЕ205; CE208;

СЕ301; СЕ303; СЕ304; CE305, СЕ306;

ЦЭ6850; ЦЭ6850М Технические средства приёма-передачи данных: В зависимости от количества — радиомодемы СЕ831, СЕ833, ЕМВ-250; точек измерения на объекте Устройства синхронизации времени УСВ-2 В зависимости от Преобразователи цифровых интерфейсов типа «Сапфир», В зависимости от Проводные и GSM-модемы, спутниковые модемы, В зависимости от Автоматизированное рабочее место (АРМ) – компьютер Состав и количество стационарный или переносной с монитором и принтером определяется проектом Специализированное программное обеспечение Определяется проектом «CЕnergo»2) Программа «Коммуникационный сервер «CE-NetConnections»3) Программа администрирования устройств «AdminTools»4) Средство измерений стороннего изготовителя. Погрешности измерительных каналов в ИИС не нормируются.

Поставляется в виде комплекта пользователя САНТ.411979. Входит в комплект поставки при использовании каналов GPRS Доступна на интернет-сайте производителя www.energomera.ru 4.2 Комплектность ЭД на ИИС приведена в таблице 4.2.

Таблица 4. Руководство по эксплуатации САНТ.411711.003 РЭ 1 В электронном виде 4.3 Технические характеристики.

4.3.1 Технические характеристики ИИС приведены в таблице 4.3. Погрешность измерения электрической энергии не зависит от способов передачи измерительной информации при использовании цифровых каналов связи и определяется классами точности применяемых средств измерений.

Предел абсолютной погрешности измерения электрической энергии, получаемой за счёт математической обработки измерительной информации, поступающей от счётчиков, составляет одну единицу младшего разряда измеренного значения.

Дополнительная погрешность измерения электрической энергии, в зависимости от влияний внешних воздействий на измерительные каналы, определяется классами точности применяемых приборов, а также стандартами и техническими условиями, по которым они изготовлены.

Учёт тепловой энергии, газа, воды и других энергоресурсов осуществляют соответствующие вычислители, корректоры, расходомеры и счётчики. Погрешности этих измерительных каналов в ИИС не нормируются.

Характеристики устойчивости и прочности к воздействию внешних факторов (температуры, влажности окружающего воздуха, атмосферного давления, магнитных полей и др.) компонентов системы – согласно эксплуатационной документации каждого компонента.

Таблица 4.3 Основные технические характеристики Пределы допускаемых значений Согласно описанию типа СИ относительной погрешности измерения электрической энергии Пределы допускаемых значений Вычисляются по методике поверки в относительной погрешности измерения зависимости от состава ИК мощности Параметры питающей сети переменного тока:

Температурный диапазон окружающей среды для:

– счётчиков электрической энергии, °С; от минус 10 до +35;

– трансформаторов тока и напряжения, °С от минус 40 до + Индукция внешнего магнитного поля в 0, местах установки счетчиков электрической энергии, не более, мТл нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения Продолжение таблицы 4.3 Основные технические характеристики Потери напряжения в линии от ТН к счётчику, не более, %:

– для ТН класса точности 0,5 и точнее 0, Первичные номинальные линейные 0,1; 0,4; 0,66; 3; 6; 10; 15; 20; 24; 27; 35;

Первичные номинальные токи, А 1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100;

электрической энергии, мощности, Гц Вторичные номинальные линейные 0,1; 0, напряжения, кВ Интервал усреднения мощности, минуты 1; 3; 5; 15; 30; Абсолютная погрешность времени, ± обеспечиваемая СОЕВ, секунд, не более1) При выполнении синхронизации времени не реже одного раза в сутки 4.4.2 ИИС обеспечивает построение измерительных каналов согласно типовых схем, приведённых в таблице 4.4.

Таблица 4. При использовании счётчиков электроэнергии с цифровыми интерфейсами RS-485, Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии – повторители интерфейсов (при необходимости) – преобразователи интерфейсов (при необходимости) – УСПД – модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS-канал) – модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии – преобразователь интерфейсов (при необходимости) – модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS-канал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии – преобразователи интерфейсов — сервер БД ИИС При использовании счётчиков электроэнергии с модулями удалённого доступа Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с модулями GPRS – канал связи GPRS или коммуникационный сервер Ce-NetConnections — модем GPRS – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с модулями PLC СЕ832M – канал связи PLC — модем PLC СЕ832C – УСПД — модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS-канал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с модулями передачи данных по силовым сетям – канал связи PLC — модем PLC СЕ832 – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с модулями PLC СЕ834M – канал связи PLC — модем PLC СЕ834C – УСПД — модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS-канал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с модулями передачи данных по силовым сетям – канал связи PLC — модем PLC СЕ834С – сервер БД ИИС Продолжение таблицы 4. Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радио-модулями – радиоканал — радиомодем СЕ831С – УСПД-модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS-канал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радиомодулями CE831M – радиоканал — радиомодем СЕ831С – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) - счётчики электроэнергии с радио — модулями CE831M – радиоканал — устройство индикаторное СЕ Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радиомодемами CE833M — радиоканал — радиомодем СЕ833С – УСПД-модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRSканал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радиомодулями CE833M — радиоканал — радиомодем СЕ833С – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радиомодемами EMB-250-100UI -004/005 – радиоканал — радиомодем EMB-250-100BI-006 – УСПД — модем (проводной или GSM/GPRS) – проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) — модем (проводной или GSM/GPRS) – сервер БД ИИС Измерительные трансформаторы тока и напряжения (при необходимости) — счётчики электроэнергии с радиомодулями EMB-250-100UI -004/005 – радиоканал — радиомодем EMB-250-100BI-006 – сервер БД ИИС 4.5 Система обеспечения единого времени 4.5.1 Система обеспечения единого времени в ИИС строится на основе эталонов времени — устройств синхронизации времени УСВ-2 или NTP-серверов при отсутствии УСВ-2. Синхронизация компонентов ИИС осуществляется с верхнего уровня. При этом возможно выполнять установку и дальнейшую синхронизацию текущего времени на всех уровнях ИИС (т.е. в УСПД и СЦИ, используя удалённый доступ, или через локальный цифровой интерфейс).

УСВ-2 должно быть подключено к серверу, и должна быть выполнена установка программного обеспечения для него (входит в состав поставки УСВ-2). Период синхронизации должен быть установлен не более 3 часов согласно раздела 6 руководства по эксплуатации ВЛСТ 237.00.000 РЭ.

4.5.2 Подключение к NTP-серверам возможно только при наличии доступа к сети Интернет с сервера ИИС. При этом используется типовой сервис Windows® по установке адреса сервера точного времени. Могут быть использованы следующие сервера:

— ntp1.vniiftri.ru;

— ntp2.vniiftri.ru;

— ntp3.vniiftri.ru.

При этом значение периода синхронизации должно быть установлено не более 3 часов.

Примечание: в операционной системе Windows® XP значение периода синхронизации определяется параметром «SpecialPollInterval», находящимся в разделе реестра Windows® XP «HKEY_LOCAL_ MACHINE\SYSTEM\ControlSet001\Services\W32Time\TimeProviders\NtpClient». Например, значение 43200 соответствует 12 часам, значение 3600 – одному часу.

4.5.3 Для контроля достоверности данных по требуемой величине расхождения времени «эталон времени — счётчик» в пределах 5 с./сутки максимальное значение расхождения времени СЦИ и УСПД, при котором статусы собираемых данных не содержат признака «недостоверны» — должно быть установлено равным 3 с. (устанавливается лицом, имеющим права администратора в технологической программе «AdminTools»).

4.5.4 Период синхронизации компонентов ИИС в программе «CEnergo» должен быть 1,5 часа (задаётся в свойствах объекта учёта вкладка «Расписание»).

4.6 Указания по измерительным схемам, содержащим измерительные трансформаторы.

4.6.1 При использовании измерительных ТТ и ТН необходимо обеспечить следующие условия:

— мощность нагрузки ТН и ТТ должна находиться в диапазоне от 25 до 100 % номинальной мощности ТН;

— значение падения напряжения Uл в проводной линии связи для каждой фазы между вторичной обмоткой ТН и счетчиком не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке ТН.

4.6.2 На этапе проекта мощность нагрузки может быть определена расчётным путём по известным значениям импедансов устройств, подключаемым к обмоткам измерительных трансформаторов. Также расчётным путём можно определять величину падения напряжения в линии соединения счетчика с ТН по известным параметрам проводной линии связи и значению тока нагрузки.

4.7 Использование PLC-каналов 4.7.1 Структурой ИИС предусматривается возможность применения следующих решений PLC:

а) стационарных PLC-модемов типа СЕ832С5 и счётчиков со встраиваемыми PLC-модулями CCME-0002 (счётчики имеют дополнительную маркировку «CCME-0002»);

б) стационарных PLC-модемов типа СЕ834С01 и счётчиков со встраиваемыми PLC-модемами СЕ 834М01 (счётчики имеют дополнительную маркировку «CE834M01»);

в) индикаторных устройств типа СE901 и счётчиков типов и СЕ303 со встраиваемыми PLCмодемами СЕ834М01.

Перечисленные решения не являются совместимыми, т.е. нельзя, например, опрашивать счётчики с PLC-модулями CCME-0002 через модем СЕ834С01.

4.7.2 Решения по перечислениям а) и б) применимы для создания локальной сети PLC на уровне объекта учёта. Решение по перечислению в) следует использовать для локального считывания по каналу PLC-данных от конкретного счётчика типов СЕ208 и СЕ308. Данные счётчики представляют собой измерительный блок, устанавливаемый на опоре воздушной ЛЭП, от которой выполняется подключение потребителя.

4.8 Использование радиоканала.

4.8.1 Структурой ИИС предусматривается возможность применения следующих решений с использованием радиоканала:

а) стационарных радиомодемов типа СЕ833С02 (диапазон частот 2,4 ГГц) и счётчиков со встраиваемыми радиомодемами СЕ833М01, СЕ833М02 (счётчики имеют дополнительную маркировку «СЕ833М01» или «СЕ833М02»);

б) стационарных радиомодемов типа EMB-250-100BI-R-006 (диапазон частот 2,4 ГГц) и счётчиков со встраиваемыми радиомодемами EMB-250-100PI-004, EMB-250-100PI-005 (счётчики имеют дополнительную маркировку «EMB-250-100PI-004» или «EMB-250-100PI-005»);

в) индикаторных устройств СЕ901, радиомодемов СЕ831С1.03 (диапазон частот 433 МГц) и счётчиков типа СЕ301, СЕ303 со встроенными радиомодемами СЕ831М03.

4.8.2 Перечисленные решения не являются совместимыми, т.е. нельзя, например, опрашивать счётчики с радиомодемами EMB-250-100PI-004, EMB-250-100PI-005 через радиомодем СЕ 833С02.

5 ПОСТРОЕНИЕ ИИС

5.1 Построение измерительных схем на PLC-каналах и радиоканалах.

5.1.1 При построении ИИС, как правило, должен быть выполнен следующий комплекс работ:

— сбор исходных данных и предпроектное обследование;

— разработка плана размещения оборудования;

— составление спецификации оборудования;

— изготовление шкафов с УСПД и модемными устройствами;

— комплектацию и поставку на объект;

— монтаж оборудования;

— пусконаладочные работы;

— опытная эксплуатация.

5.1.2 При сборе исходных данных необходимо:

— составить схему электроснабжения;

— составить план расположения объектов учёта, ТП;

— составить список потребителей с указанием адресов фактического расположения их узлов учёта.

5.1.3 Предпроектное обследование является обязательным этапом при использовании PLCканалов и радиоканалов для связи со счётчиками.

При предпроектном обследовании должны быть решены следующие задачи:

— определены возможности применения предполагаемых типов каналов;

— произведена оценка качества связи на удалённых узлах учёта;

— определена необходимость и места установки дополнительных устройств-ретрансляторов сигналов;

— определён список дополнительного оборудования.

Рекомендации по проведению предпроектного обследования и выполнению пусконаладочных работ приведены в ЭД на соответствующие модемы.

5.2 Построение измерительных каналов при прямом подключении счётчиков через цифровые интерфейсы.

5.2.1 При подключении счётчиков к УСПД через цифровые интерфейсы RS-485, CAN следует придерживаться рекомендаций, изложенных в ЭД на УСПД. В зависимости от количества подключаемых счётчиков, их типов и длины линий связи может возникнуть необходимость применения повторителей интерфейсов и дополнительных пассивных элементов (резисторов), монтажных коробок с блоками наборных зажимов. Эти устройства и элементы должны быть учтены при заказе оборудования.

5.2.2 УСПД имеют два цифровых интерфейса RS-485 и один интерфейс CAN (за исключением исполнения СЕ 805Z), к которым могут подключаться счётчики.

5.3 Организация централизованного сбора данных 5.3.1 На уровне ИВК функционирование ИИС обеспечивается одним из программных продуктов, перечисленных в таблице 4.1. При установке данного ПО на сервере необходимо руководствоваться ЭД на конкретный программный продукт. В целях наиболее полного использования функциональности счётчиков и УСПД рекомендуется использовать ПО «CEnergo». В состав инсталляционного пакета «CEnergo» входит СУБД Oracle XE (бесплатная версия 10 или 11 с рядом ограничений).

Структурно «CEnergo» состоит собственно из БД, сервера сбора данных и нескольких видов АРМов (запускаются как отдельные приложения).

5.4 Типовые проекты.

5.4.1 ИИС предполагает использование как типовых проектных решений, так и нетиповых, разрабатываемых по отдельным техническим заданиям. Типовые проекты ИИС, в соответствии с ГОСТ Р 8.596, позволяют создавать системы учёта без необходимости выполнения процедуры утверждения типа СИ для каждой вводимой в эксплуатацию системы. Типовые проектные решения существуют для всех решений (см. подразделы 4.8, 4.9). Эти решения являются основой для рабочей проектной документации, которая разрабатывается для конкретного объекта специализированным подразделением ЗАО «Электротехнические заводы «Энергомера».

5.5 Конфигурирование ИИС.

5.5.1 В зависимости от схемы типового проекта необходимо выполнить действия по вводу конфигурационных данных в УСПД и ПО сервера. При этом в ИИС обеспечивается поддержка механизма «Plug&Play» автоматического определения счётчиков в УСПД для типовых решений согласно п. 4.8.1 перечисления а), в) и п.4.8.1 перечисление б). На уровне ИВК поддержка механизма «Plug&Play» обеспечивается в ПО «CEnergo». Алгоритм приёма конфигурации из УСПД описан в «Руководстве оператора» ПО «CEnergo».

Примечание: для успешной работы механизма «Plug&Play» в УСПД должны быть определены общие настройки в части каналов связи и набора необходимых данных, собираемых со счётчиков.

5.5.2 Для решений, где не поддерживается механизм «Plug&Play» оператор должен вручную вводить рабочую конфигурацию в УСПД при помощи программы «AdminTools», а также в ПО на сервере ИИС.

Примечание: Работа с программой «AdminTools» описана в руководстве пользователя на данную программу.

6 КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ

6.1 При запуске в работу ИИС необходимо контролировать выполнение функций согласно таблице 6.1.

Таблица 6. Общая проверка Выполнить опрос счётчиков с сервера ИИС. Проконтролировать работоспособности ИИС при этом работоспособность каналов связи (должны Проверка Произвести проверку наличия измеряемых данных в счётчиках измерительных и УСПД согласно установленной конфигурации. Проверка может функций ИИС производится удалённо, используя канал прямого доступа к Проверка сбора в БД Выполнить просмотр собранных в БД данных измерений, Продолжение таблицы 6. Проверка регистрации Необходимо проверить:

действий операторов — наличие записей в журнале событий приложения «КТС Проверка выполнения При синхронизации от устройства УСВ-2 выполнить чтение синхронизации ИВК журнала УСВ-2, используя утилиту чтения журнала УСВ-2.

Проконтролировать величину расхождения. При использовании Проверка выполнения Выполнить проверку отсутствия ошибок синхронизации синхронизации ИВКЭ устройств в журнале сбора. При наличии записей об ошибках Проверка генерации Провести проверку выгрузки данных в требуемые отчётные отчётов требуемых формы и их печать на принтере. Распечатанные отчёты должны

7 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ИИС

7.1 В период эксплуатации необходимо выполнять наблюдение за работой компонентов ИИС с уровня ИВК. Данная работа должна выполняться персоналом, прошедшим обучение работе по администрированию ПО ИВК и имеющим доступ к административным функциям ИИС.

7.2 Необходимо выполнять периодический контроль сбора данных с УСПД и счётчиков, а также формирование отчётов. Эти действия должны выполняться операторами, использующим ИИС по прямому назначению и имеющими доступ к пользовательским функциям ИИС.

7.3 Оперативный и дежурный персонал должен выполнять периодические визуальные осмотры технических компонентов ИИС на объектах учёта с целью обнаружения неисправностей, несанкционированных вмешательств и отключений.

7.4 Техническое обслуживание компонентов ИИС необходимо выполнять согласно ЭД на них.