АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго» (Госреестр № 62768-15) (далее - ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго») включает в себя серверы опроса, серверы приложений, серверы базы данных (СБД), автоматизированные рабочие места (АРМ ИВК), серверы синхронизации системного времени, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в 30 мин) 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы 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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Умножение показаний счетчиков на коэффициенты трансформации происходит на сервере уровня ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго».

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Серверы опроса ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго », каждые 30 минут, через терминальные серверы и маршрутизаторы производят опрос счетчиков входящих в состав ИИК. Данные о результатах измерений, при помощи программного обеспечения (ПО) «Converge», обрабатываются и сохраняются в серверах базы данных АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго ».

Далее ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго» осуществляет оформление справочных и отчетных документов и их последующую передачу в АО «АТС», АО «СО ЕЭС » и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго» происходит при каждом обращении к счетчику. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ ПАО «Мосэнерго» на величину более чем ±2,0 с.

приведена в таблице 4

Таблица 4 -

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

• 1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

• 2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

• 3.  В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  напряжение от 0,98^ином до 1,02^ином;

• -  сила тока от 1ном до 1,2^1ном, cos j=0,9 инд;

• - температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• -  напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,

• -  сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном.

температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

• - для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

• - для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

• 7.  Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• - счетчик электроэнергии ZMD - средний срок службы 30 лет;

• - серверы ИВК АИИС КУЭ ОАО Мосэнерго - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• -  для счетчика Тв < 2 часа;

• -  для сервера Тв < 1 час;

• - для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• -  для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• - панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков  защищены

механическими пломбами;

• - наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

• - организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• - защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• - фактов параметрирования счетчика;

• - фактов пропадания напряжения;

• - фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• -  счетчиках (функция автоматизирована);

• -  сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• - ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -не менее 3,5 лет.