АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 40.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, 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 каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР AC_SE», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место (АРМ).

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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в территориальное РДУ и в иные заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 или иными в соответствии действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.

Сличение часов сервера АИИС КУЭ с УССВ производится каждую секунду, коррекция часов сервера выполняется при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время каждого сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

СОЕВ обеспечивает сихронизацию времени с точностью, не хуже ±5 с.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Примечания:

• 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.

• 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

• 3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение от 0,95Uh до 1,05Uh; ток от 1,01н до 1,2Ih; cos j = 0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;

температура окружающей среды: от 21 до 25 °С.

• 4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9Uhi до 1,1Uhi; диапазон силы первичного тока от 0,01Ih₁(0,05Ih₁) до 1,2Ih₁; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха при плюс 25 °С не более 98 %; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9Uh₂ до 1,1Uh₂; диапазон силы вторичного тока от 0,01Ih₂ до 1,2Ih₂; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 70 °С; относительная влажность воздуха при плюс 30 °С не более 90 %; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных: параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц; температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; относительная влажность воздуха при плюс 25 °С не более 98 %; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

• 5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,021_ном (0,051_ном) cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

• 6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена сервера, УССВ на аналогичные. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: электросчётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;

сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 1 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;

перерывы электропитания, с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

коррекции времени в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

сервера.

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: счетчика электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений; о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 146 суток при использовании 2-х каналов учета, и 74 суток при использовании 4-х каналов; при отключении питания - не менее 5 лет;

сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).