АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• •  измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• •  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;

• •  передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• •  предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

• •  обеспечение защиты оборудования,   программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• •  диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• •  конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• •  ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Мосгорэнерго»

• -    1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

• -    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 77462001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIN по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.

(ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД), систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места операторов (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. УСВ-1 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ± 2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.

Сеть TCP/IP ОАО "МОЭК"

Internet

Электронная почта

Московское

РДУ

Смежные субъекты

ОАО "АТС"

L

ГАРМ 2

| ОАО "Мосгорэнсрго"

I 11О Альфа Центр (AC_UF.)

Уровень ИВК

Модем GSM Siemens MC-35it -5 шт.

__ ИВК

100 Base-T

RS-232

Коммутатор

Catalist 2960

Сервер сбора данных

Сервер БД

ПО Альфа-Центр

AC_UE, ACT, AC_XML

100 Base-Г

Ethernet - COM Сервер

RS-232

RS-485

Преобразователь интерфейса

МОХА

A52/220VAC

DB9

Счетчик 31

Меркурий 230

ART-01 PQRSTDN

Счетчик 30 Меркурий 230

ART-03 PQRSIDN

Счетчик 1

I           Меркурий 230

|__ ART-03 PQRSIDN

Счетчик 32

Меркурий 230    |

ART-01 PQRSTDN__|

ГРЩ 0,4 кВ —I Модем GSM

Siemens

MC-35it

Уровень ИИК

Г“

■ ЗАО "Калужский

| сельскохозяйственный

i центр"

п

J

100 Base-T

ГАРМ 1       ’

| Филиал №5

I ПО Альфа Центр

I (ACUE)

Рис. 1

аблица 2. Состав 1-го уровня ИК

лист № 7 всего листов 12 Таблица 3

Характеристики погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии

Таблица 4

Характеристики погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии

Примечания к таблицам 3 и 4:

• 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 2 Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) U_H0M; ток (0,01 - 1,2) 1ном, ток (0,05 - 1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.

• 3 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,01 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5S; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, cos j = 0,8 инд.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;

• 4  Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики типа Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN активной и реактивной энергии класса точности 0,5S/1,0 и счетчики типа Меркурий 230 ART-01 PQRSIDN активной и реактивной энергии класса точности 1,0/2,0 в соответствии с ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электроэнергии;

• 5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "Мосгорэнерго" порядке.

Таблица 5 Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 2 ч;

• - Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t_B = 2 ч;

• - сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т_ср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более = 2 ч;

Надежность системных решений:

• •  резервирование питания с помощью устройства АВР;

• •  резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

• - параметрирование;

• - пропадания напряжения;

• - коррекция времени;

• • журнал ИВК:

• - параметрирование;

• - попытка не санкционируемого доступа;

• - коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

• • механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера.

• • защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

• - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• - установка пароля на счётчик;

• - установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.

Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.