АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из четырех измерительных каналов.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1- ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места (АРМ); каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации

Каналы связи между измерительно-информационными точками учета и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) 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 электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.

ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 51070 и 80020.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

ИВК, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ± 1 с.

От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с/сут.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной (5wp /Swq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; wP1(5) %(wQ1(5)) -wP120 %(wQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %.

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• - трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• - счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД.

  Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
  Наименование параметров, влияющих величин	Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала
  	Счетчики	ТТ
  1	2	3
  Сила переменного тока, А	от12мин до 12макс	от11мин до 1,2 11ном
  Напряжение переменного тока, В	от 0,8и2ном до 1,15 и2ном	-
  Коэффициент мощности (cos j)	от 0,5инд. до 0,8емк.	от 0,5инд. до 0,8емк.
  Частота, Гц	от 47,5 до 52,5	от 47,5 до 52,5
  Температура окружающего воздуха по ЭД, °С	от -40 до +60	от -40 до +55
  Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более	0,5	-
  Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COSj2 =0,8 инд)	-	от 0,255*2номдо 1,0^2ном

Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ

Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

• -  резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;

• -  мониторинг состояния АИИС КУЭ;

• -  удалённый доступ;

• -  возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

• -  визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

• -  параметрирования;

• -  пропадания напряжения;

• -  коррекции времени в счетчике (сервере).

• -  Защищенность применяемых компонентов

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• -  электросчётчика;

• -  промежуточных клеммников вторичных цепей;

• -   сервера.

Защита информации на программном уровне:

• -  установка пароля на счетчик;

• -  установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации в счетчиках, не менее, 45 сут., на сервере, не менее, 3,5 лет.