| Описание | АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (мощности);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передачу в заинтересованные организации результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объекта и средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии к измерительно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и полученной информации от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка аппаратных ключей, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень: измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа АЛЬФА А1800 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 и 1 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии; вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, размещенные на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» (г. Иркутск, Иркутская область) (33 точки измерений).
2-й уровень: информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) серии RTU-327, включающие технические средства приема-передачи данных, технические средства для разграничения доступа к информации.
3-й уровень: измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), располагается в центре сбора информации (ЦСИ) ПАО «Иркутскэнерго», включающий каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением АльфаЦЕНТР АС_SЕ-5000, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), функционирующую на всех уровнях иерархии, на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ) и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ИИК, ИВКЭ, ИВК, объединенные средствами связи, образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются за 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по шине интерфейса RS-422/485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение, накопление и передача результатов измерений в ИВК ПАО «Иркутскэнерго» (сервер БД). Для резервирования канала связи между ИИК и ИВКЭ предусмотрены резервные жилы в кабеле интерфейса RS-422/485.
Все каналы связи являются защищенными и имеют ограниченный набор команд. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации производится с помощью программного обеспечения в УСПД. Значения пересчетных коэффициентов трансформации защищены от изменения путём включения в хэш-код идентификационных признаков.
В случае аварийного отсутствия связи (физического разрыва или неисправности оборудования связи) между электросчетчиками и УСПД предусмотрен сбор информации непосредственно с электросчетчика, при помощи переносного инженерного пульта, с последующей выгрузкой собранной информации в базу данных ИВК ПАО «Иркутскэнерго».
С УСПД измерительные сигналы в цифровой форме поступают на сервер БД (ИВК) ПАО «Иркутскэнерго», где проводится контроль достоверности измерительной информации. Сигналы содержат информацию о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий УСПД и счетчиков электроэнергии) на подстанциях сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания». Временная задержка поступления информации не более 30 мин. По запросу возможно получение всей информации, хранящейся в базе данных АИИС.
Сопряжение УСПД с корпоративной информационно-вычислительной сетью (КИВС) ПАО «Иркутскэнерго» и затем с ИВК осуществляется посредством линий связи ООО «Иркутскэнергосвязь», образуя основной канал передачи данных. Резервный канал связи образован посредством коммутируемого соединения (GSM модем).
На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, а также хранение и отображение информации. Для контроля и мониторинга работы системы по подстанциям сальдо-перетоков ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» предусмотрены АРМы (персональные компьютеры). По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется предусмотренная программным обеспечением обработка измерительной информации, ее формирование, оформление справочных и отчетных документов. Отчетные документы, содержащие информацию о результатах 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и о состоянии средств измерений, передаются в вышестоящие организации и смежные энергосистемы по основному и резервному каналам связи.
АИИС КУЭ осуществляет обмен данными с АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи в формате xml-файлов. Передача результатов измерений, информации о состоянии объекта и средств измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК ПАО «Иркутскэнерго» с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов. Передача полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), в АО «АТС» и АО «СО ЕЭС» осуществляется с ИВК через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях иерархии, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC с помощью приема сигналов глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС либо глобальной системы позиционирования GPS. На уровне ИВК ПАО «Иркутск-энерго» установлено УССВ на базе УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13) с ГЛОНАСС/ GPS-приемником сигналов времени. Настройка системных часов сервера БД ИВК ПАО «Иркутск-энерго» выполняется с помощью программного обеспечения АС_Time непосредственно от УССВ, которое синхронизирует часы при расхождении более, чем на ±1 с, сличение ежесекундное. Корректировка внутренних часов УСПД (ИВКЭ) осуществляется от УССВ-2, установленных на каждой подстанции, коррекция происходит в случае расхождения часов более, чем на ±1 с при сличении каждые 30 мин. Внутренние часы счетчиков электрической энергии (уровень ИИК) сличаются и, при необходимости, синхронизируются с часами УСПД (ИВКЭ) не реже, чем раз в 30 минут. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД при расхождении более ±2 с, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Все действия по синхронизации внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней. Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с/сут.
|
| Метрологические и технические характеристики | Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов, заводских номеров и классов точности средств измерений, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ
| Но-
мер
ИК | Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения | Измерительные компоненты | Ктт·
Ктн | Наименование
измеряемой
величины | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1
- 5 | ПС Тайшет | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008610 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-500 кВ
№503 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=3150/1 | ТФНКД-500-П
ГР № 3639-73
Зав.№ 267/245 (фаза А)
Зав.№ 268/241 (фаза В)
Зав.№ 261/232 (фаза С) | 15750000 | Ток первичный | | ВЛ-500 кВ
№504 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=3150/1 | ТФЗМ-500Б-I У1
ГР № 3639-73
Зав.№ 327/300 (фаза А)
Зав.№ 323/302 (фаза В)
Зав.№ 323/304 (фаза С) | 15750000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
КСЧ =1
R=5000имп/кВт(квар)·ч | АЛЬФА А1800
A1802RAL-P4GB-DW-4
ГР № 31857-11
Зав.№ 01283969 | | Энергия активная,
реактивная,
мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-110 кВ
С-43 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
ГР № 2793-71
Зав.№ 4408 (фаза А)
Зав.№ 4380 (фаза С) | 220000 | Ток первичный | | ВЛ-110 кВ
С-46 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
ГР № 2793-71
Зав.№ 4392 (фаза А)
Зав.№ 4366 (фаза С) | 220000 | Ток первичный | | ОВ-110 кВ | ТТ
КТ 0,5S
КТТ=1000/5 | VIS WI 110
ГР № 37750-08
Зав.№ 12/0731402 (фаза А)
Зав.№ 12/0731403 (фаза С) | 220000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | ТН
КТ 0,5
КТН= 110000/√3/100/√3 | НКФ-110-57
ГР № 1188-58
ТН-1:
Зав.№ 1487616 (фаза А)
Зав.№ 1487615 (фаза В)
Зав.№ 1487614 (фаза С)
ТН-2:
Зав.№ 1487905 (фаза А)
Зав.№ 1487900 (фаза В) Зав.№ 1487679 (фаза С) | | Напряжение первичное | | ПС Тайшет-
Запад | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008604 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-110 кВ
С-61 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=500/5 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
ГР № 2793-71
Зав.№ 1004 (фаза А)
Зав.№ 1005 (фаза В)
Зав.№ 1007 (фаза С) | 110000 | Ток первичный | | ПС Юрты | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008609 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-110 кВ
С-60 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=500/5 | ТФЗМ-110Б-ШУ1
ГР № 2793-71
Зав.№ 1006 (фаза А)
Зав.№ 1008 (фаза В)
Зав.№ 1009 (фаза С) | 110000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | ТН
КТ 0,5
КТН= 110000/√3/100/√3 | НКФ-110-57
ГР № 1188-58
Зав.№ 961515 (фаза А)
Зав.№ 961520 (фаза В)
Зав.№ 961516 (фаза С) | | Напряжение первичное | | ПС Кунерма | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008896 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-220 кВ
КС-33 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=600/5 | ТФЗМ-220Б-ШУ1
ГР № 3694-73
Зав.№ 9708 (фаза А)
Зав.№ 9686 (фаза С) | 264000 | Ток первичный | | ПС Дабан | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008813 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-220 кВ
УД-32 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=600/5 | ТФЗМ-220Б-ШУ1
ГР № 3694-73
Зав.№ 9866 (фаза A)
Зав.№ 9879 (фаза В)
Зав.№ 9894 (фаза С) | 264000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
КСЧ =1
R=5000имп/кВт(квар)·ч | АЛЬФА А1800
A1802RAL-P4GB-DW-3
ГР № 31857-11
Зав.№ 01283984 | | Энергия активная,
реактивная,
мощность активная, реактивная, календарное время | | ПС Ключи | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008611 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-220 кВ
№582 | ТТ
КТ 0,2S
КТТ=2000/1 | TG-245
ГР № 15651-12
Зав.№ 1475/06 (фаза А)
Зав.№ 1479/06 (фаза В)
Зав.№ 1473/06 (фаза С) | 4400000 | Ток первичный | | 11 -13 | ПС БЦБК | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008607 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-220 кВ
ВБ-272 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФЗМ-220Б-IV У1
ГР № 6540-78
Зав.№ 3343 (фаза А)
Зав.№ 2862 (фаза В)
Зав.№ 3308 (фаза С) | 440000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | Счетчик
КТ 0,2S (А)/0,5 (R)
КСЧ =1
R=5000имп/кВт(квар)·ч | АЛЬФА А1800
A1802RAL-P4GB-DW-4
ГР № 31857-11
Зав.№ 01283971 | | Энергия активная,
реактивная,
мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-220 кВ
МБ-273 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФЗМ-220Б-IV У1
ГР № 6540-78
Зав.№ 3367 (фаза А)
Зав.№ 5580 (фаза В)
Зав.№ 5590 (фаза С) | 440000 | Ток первичный | | ОВ-220 кВ | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФЗМ-220Б-IV У1
ГР № 6540-78
Зав.№ 3421 (фаза А)
Зав.№ 3390 (фаза В)
Зав.№ 2890 (фаза С) | 440000 | Ток первичный | | 14- 15 | ПС
Байкальск | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008606 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | Ввод 27,5кВ
Т-1 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФНД-35М
ГР № 3689-73
Зав.№ 163 (фаза А)
Зав.№ 114 (фаза В) | 55000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | ТН
КТ 0,5
КТН=27500/√3/100/√3 | ЗНОМ-35-65
ГР № 912-70
Зав.№ 963435 (фаза А)
Зав.№ 953429 (фаза С) | | Напряжение первичное | | Ввод 27,5кВ
Т-2 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТФНД-35М
ГР № 3689-73
Зав.№ 2504 (фаза А)
Зав.№ 83 (фаза C) | 55000 | Ток первичный | | 16, 17 | ПС
Слюдянка | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008615 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-110 кВ
КЗМ-135 | ТТ
КТ 0,5S
КТТ=100/5 | ТБМО-110
ГР № 23256-11
Зав.№ 3635 (фаза А)
Зав.№ 3634 (фаза С) | 22000 | Ток первичный | | ВЛ-35 кВ
КЗМ-386 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=50/5 | ТОЛ-35
ГР № 21256-07
Зав.№ 922 (фаза А)
Зав.№ 825 (фаза C) | 3500 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | ТН
КТ 0,5
КТН=35000/√3/100/√3 | ЗНОМ-35-65
ГР № 912-70
ТН-1:
Зав.№ 972911 (фаза А)
Зав.№ 1143509 (фаза В)
Зав.№ 960832 (фаза С)
ТН-2:
Зав.№ 1382675 (фаза А)
Зав.№ 1464326 (фаза В)
Зав.№ 1143512 (фаза С) | | Напряжение первичное | | 18 -20 | ПС Ново-бирюсинск | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008614 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ПС №15
«Новобирю-синск»
110/10 кВ,
Ввод № 1 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=600/5 | ТОЛ-СЭЩ-10
ГР № 32139-11
Зав.№ 05870 (фаза А)
Зав.№ 05862 (фаза В)
Зав.№ 05239 (фаза С) | 12000 | Ток первичный | | ПС №15
«Новобирю-синск»
110/10 кВ,
Ввод № 2 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=1000/5 | ТВЛМ-10
ГР № 1856-63
Зав.№ 17096 (фаза А)
Зав.№ 17025 (фаза С) | 20000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ПС №15
«Новобирю-синск»
110/10 кВ,
КЛ-10 кВ
фидер 15-16 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=100/5 | ТОЛ-10
ГР № 7069-02
Зав.№ 49821 (фаза А)
Зав.№ 41937 (фаза В)
Зав.№ 42565 (фаза С) | 2000 | Ток первичный | | ПС Быстрая | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008605 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | яч. №2
Ввод 6 кВ
Т-1 | ТТ
КТ 0,5
КТТ=400/5 | ТОЛ-10
ГР № 26198-03
Зав.№ 22176 (фаза А)
Зав.№ 22175 (фаза В)
Зав.№ 22177 (фаза С) | 4800 | Ток первичный | | 22 -25 | ПС Озерная | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008617 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ-500 кВ
Богучанская ГЭС - Озерная | ТТ
КТ 0,2S
Ктт =3150/1 | SAS 550
ГР № 25121-07
Зав.№ 13/127316 (фаза А)
Зав.№ 13/127315 (фаза В)
Зав.№ 13/127317 (фаза C) | 17325000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | | ТН
КТ 0,2
Ктн=550000/√3/100/√3 | 2хТЕМР 550
ГР № 25474-03
ТН-1:
Зав.№ 5010273-006 (фаза А)
Зав.№ 5010273-005 (фаза В)
Зав.№ 5010273-007 (фаза C)
ТН-2:
Зав.№ 5010273-003 (фаза А)
Зав.№ 5010273-002 (фаза В)
Зав.№ 5010273-009 (фаза C) | | Напряжение первичное | | УШР
ВЛ № 576 | ТТ
КТ 0,2S
Ктт =3150/1 | SAS 550
ГР № 25121-07
Зав.№ 13/127308 (фаза А)
Зав.№ 13/127307 (фаза В)
Зав.№ 13/127306 (фаза C) | 17325000 | Ток первичный | | ВЛ-500 кВ
Ангара - Озерная (579) | ТТ
КТ 0,2S
Ктт =3150/1 | SAS 550
ГР № 25121-07
Зав.№ 12/113970 (фаза А)
Зав.№ 12/113969 (фаза В)
Зав.№ 12/113968 (фаза C) | 17325000 | Ток первичный |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | УШР
ВЛ № 579 | ТТ
КТ 0,2S
Ктт =3150/1 | SAS 550
ГР № 25121-07
Зав.№ 12/113961 (фаза А)
Зав.№ 12/113959 (фаза В)
Зав.№ 12/113960 (фаза C) | 17325000 | Ток первичный | | | ТН
КТ 0,2
Ктн=550000/√3/100/√3 | ТЕМР 550
ГР № 25474-03
Зав.№ Т11269804 (фаза А)
Зав.№ Т11269805 (фаза В)
Зав.№ Т11269806 (фаза C) | | Напряжение первичное | | Мамаканская
ГЭС | УСПД | RTU-327LV
ГР № 41907-09
Зав.№ 008608 | Энергия активная, ре-активная, мощность активная, реактивная, календарное время | | ВЛ 110 кВ
«Мамакан-Мусковит»
(1С) | ТТ
КТ 0,5
КТТ=100/5 | ТФНД-110М
ГР № 2793-71
Зав.№ 418 (фаза А)
Зав.№ 231 (фаза C) | 22000 | Ток первичный | | П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как перечисленные в таблице 2.
2 Замена оформляется актом в установленном в ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчики Альфа А1800 (параметры надежности: То не менее 120000 ч; tв не более 2 ч);
-УСПД серии RTU-327 (параметры надежности: То не менее 50000 ч; tв не более 24 ч);
- сервер БД, коммутатор (параметры надежности КГ не менее 0,99; tв не более 1 ч);
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (КГ не менее 0,95; tв не более 168 ч).
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи - резервные жилы кабеля интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение GSM); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания и с помощью резервирования сервера;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчика, вторичных цепей испытательных коробок, УСПД;
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчики Альфа А1800 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) по 4-м каналам - на глубину 180 дней;
- УСПД серии RTU-327 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 210 суток, сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет (функция автоматизирована);
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электро-энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| №
ИК | Активная электроэнергия и мощность | | 10,
22-25 | 0,2S | 0,2 | 0,2S | 1 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 0,7 | | 5, 16 | 0,5S | 0,5 | 0,2S | 1 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 | | 1 - 4 | 0,5 | 0,2 | 0,2S | 1 | не нормируют | 1,8 | 1,1 | 0,9 | | 6 - 9, 11-15,
17-21, 26 | 0,5 | 0,5 | 0,2S | 1 | не нормируют | 1,9 | 1,2 | 1,0 | | №
ИК | Реактивная электроэнергия и мощность | | 10,
22-25 | 0,2S | 0,2 | 0,5 | 0,8/0,6 | 2,3 | 1,8 | 1,5 | 1,5 | | 5, 16 | 0,5S | 0,5 | 0,5 | 0,8/0,6 | 4,5 | 2,7 | 2,2 | 2,2 | | 1 - 4 | 0,5 | 0,2 | 0,5 | 0,8/0,6 | не нормируют | 4,5 | 2,5 | 2,0 | | 6 - 9, 11-15,
17-21, 26 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,8/0,6 | не нормируют | 4,6 | 2,7 | 2,2 | | П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности;
2 Нормальные условия:
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, для счетчиков, УСПД, ИВК и УССВ-2 (20±2) °С;
- диапазон напряжения (0,98-1,02)Uном; частота (50±0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл.
3 Рабочие условия:
- допускаемая температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 45 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для УСПД от 0 до плюс 70 °С, для ИВК (20±10) °С, для УССВ-2 от минус 10 до плюс 55 °С;
- диапазон напряжения (0,9-1,1)Uном; частота (50±1,5) Гц.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений (20±5) °С.
5 В Табл. 3 приняты следующие обозначения:
WР2% (WQ2%) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
WР5% (WQ5%) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;
WР20 % (WQ20%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;
WР100% (WQ100%) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);
WР120% (WQ120%) - значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка). |
|
