АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии Меркурий 230 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (2 точек измерения).

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД, каналообразующую аппаратуру, преобразователь интерфейсов RS-485/Ethemet, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) «СИМ 2006».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках 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, подключенных по одноканальной проводной линии связи RS-485, через преобразователь интерфейса RS-485/Ethemet и каналообразующую аппаратуру передается на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации по подключенным устройствам, а также передача информации всем заинтересованным субъектам.

Передача информации заинтересованным субъектам осуществляется от сервера БД по выделенным линиям связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ со встроенным приемником сигналов точного времени, передаваемых спутниковой системой GPS и ГЛОНАСС, и специализированное программное обеспечение коррекции времени. Время сервера БД сличается с временем УССВ, сличение один раз в час, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера БД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем АРМ ±2 с. Таким образом, погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

роятности 0,95;

• 3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05+ 1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до + 55С; для АРМ от +15 до + 35 °C;

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до + 40 °C;

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

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• -   электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 7 ч;

• -   АРМ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 3 ч.

Надежность системных решений:

• -  резервирование питания АРМ с помощью источника бесперебойного питания;

• -  визуальный контроль информации на счетчике;

• -  возможность получения информации со счетчиков автономным и удаленным способами;

В журналах событий фиксируются факты:

• - журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - журнал АРМ:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике и АРМ;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

• - выключение и включение АРМ;

Защищённость применяемых компонентов:

• - механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - трансформаторов тока;

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

-АРМ;

Защита информации на программном уровне:

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

• - установка пароля на счетчик;

• - установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

• - электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  АРМ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).