АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 преобразуются 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 счетчика по линиям связи поступает на входы сервера баз данных, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-1 не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допус-

каемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с, следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания:

• 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

• 3. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

• - диапазон напряжения (0,9 - 1,1) Uhom;

• - диапазон силы тока (0,01 - 1,2) Ihom,

• - частота (50±0,2) Гц;

• - коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды:

• - ТТ и ТН от минус 45 °C до плюс 40 °C;

• - счетчиков от плюс 21°C до плюс 25 °C;

• - сервера БД от плюс 10 °C до плюс 30 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

• 4. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

• - параметры сети:

• - диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh1;

• - диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2) 1н1;

• - коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• - частота - (50 ± 0,2) Гц;

• - температура окружающего воздуха от минус 45 °C до плюс 40 °C.

Для счетчиков электроэнергии:

• - параметры сети:

• - диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;

• - диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) 1н2;

• - коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

• - частота - (50 ± 0,4) Гц;

• - температура окружающего воздуха от плюс 15 °C до плюс 35 °C;

• - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

• 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,9; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °C до плюс 35 °С.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Мосгорэнерго» в части точки измерений ТП-2 ООО «Ивмолокопродукт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• -  электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• -  сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 138 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,25 ч.

Надежность системных решений:

• -  защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

• -  журнал счётчика:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• -  журнал сервера БД:

• - параметрирования;

• - пропадания напряжения;

• - коррекции времени в счетчике;

• - пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

• -  механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• - электросчётчика;

• - промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

• - испытательной коробки;

• - сервера БД;

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

• - электросчетчика;

• - сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о результатах измерений (функция автоматизирована);

• - о состоянии средств измерений.

Цикличность:

• - измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• -  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• -  сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за 3,5 года (функция автоматизирована).