Приложение к приказу - Техническая политика дивизиона Россия (1039493), страница 29

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 29)

Применяемые на проектируемом объекте комплексы программно-технических средств СОТИ должны соответствовать требованиям ГОСТ 26.205-88. Метрологическое обеспечение СОТИ должно выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическая аттестация каналов телеизмерений должна быть выполнена в период опытной эксплуатации в соответствии с требованиями РД 34.11.408-91, РД 34.11.202-95. Все средства измерений в составе СОТИ должны быть внесены в государственный реестр средств измерений РФ, иметь действующие свидетельства о поверке или клеймо о первичной поверке в заводском паспорте. Ввод в эксплуатацию СОТИ должен быть выполнен в соответствии с требованиями ГОСТ 24.208-80, ГОСТ 34.603—92, РД 34.35.412-88, требованиями Системного оператора.

• Регистрация аварийных событий.

Функция регистрации аварийных событий должна реализовываться на микропроцессорных устройствах РАС. Информация регистрируется осциллографированием (запись мгновенных значений аналоговых и дискретных величин) при помощи внешней РАС.

Регистраторы должны обеспечивать запись истории изменения величин, регистрацию минимальных и максимальных значений. Запись событий и аварийной сигнализации должна содержать:

– конфигурируемые уровни приоритетов событий, позволяющие определять аварийные условия;

– временные метки последовательности событий с точностью до ±10 мс и разрешением 1 мс;

– временные метки для всех изменений конфигурации, уставок и минимальных либо максимальных значений;

– регистрацию переходных процессов.

Погрешность записи параметров - не более 0,5%.

Используемые регистраторы должны быть аттестованы как средство измерения и подключены в соответствии с техническими требованиями на подключение по видам защит и напряжений.

Все регистраторы в пределах энергообъекта должны обеспечивать сохранение полезной информации в интервалах между обращениями к данным по удаленной связи.

Информации от регистраторов аварийных событий должна передаваться в соответствии с требованиями к каналам передачи технологической информации.

Регистраторы должны быть масштабируемыми по видам интерфейсов для возможности сопряжения с каналами передачи данных.

Максимально возможное для записи значение тока, которое должно быть равным не менее 30–40 значениям номинального тока, и максимально возможное напряжение, равное не менее чем трем значениям номинального напряжения.

Осциллографированию (регистрации) подлежат электромагнитные переходные процессы, связанные с короткими замыканиями и работой устройств РЗ и ПА (токи, напряжения, дискретные сигналы о работе РЗА и ПА, состояние выключателей, разъединителей, заземляющих ножей).

Основные технические требования:

• точность привязки событий к единому (астрономическому) времени должна быть не хуже 1 мс;

• частота регистрации - не менее 2 кГц;

• время записи доаварийных событий - не менее 0,5с;

• время записи послеаварийных событий - не менее 60-90с;

• общее время записи событий - не менее 12 с;

• допустимая кратность тока КЗ - не менее 30;

• погрешность взаимной синхронизации регистрируемых параметров должна быть не хуже 1 мс;

• временная задержка получения на сервере осциллограмм аварийных процессов должна быть такой, чтобы обеспечить возможность доступа оперативного персонала к соответствующей аварийной информации с АРМ ОП в темпе принятия решений в сложных ситуациях. С этой целью время доставки аварийной информации на сервер должно составлять не более не более 1 мин.

В системе РАС предусматривается возможность задания, как общей длительности осциллограммы, так и отдельно - длительностей предаварийного, аварийного и послеаварийного режима, а также количества сохраняемых записей об авариях, происходящих подряд. Момент начала аварии фиксируется по заданному набору сигналов, являющихся инициативными.

• Требования к каналам связи обмена технологической информацией

Тип каналов – цифровые, с резервированием по разным трассам.

Скорость передачи не менее 9,6 Кбит/с.

Время постоянного запаздывания не более 0,1 с.

Протокол передачи данных – МЭК 60870-5-101-2006, ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004.

Коэффициент готовности не ниже 99,9 %, время восстановления – не более 5 мин.

• Состав работ по созданию СОТИ АССО.

В состав работ по созданию СТМиС, выполняемых Исполнителем, должны входить работы предусмотренные документами, регламентирующими взаимодействия ОАО «СО ЕЭС» и дивизиона при создании (модернизации) и приемке в эксплуатацию систем обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора, в том числе:

• формирование перечня точек измерения и состава передаваемой информации по энергообъекту и согласование его с ОАО «СО ЕЭС»;

• составления формуляра передачи данных;

• разработка ТЗ на СОТИ АССО, согласование с ОАО «СО ЕЭС»;

• выбор технических решений по организации диспетчерской - технологической связи и согласование с ОАО «СО ЕЭС»;

• проектирование в соответствии с действующими ГОСТами, другими нормативными документами, согласование рабочего проекта с дивизионом, ОАО «СО ЕЭС»;

• разработка эксплуатационной документации на СОТИ АССО.

3.22.5.3.11. Требования к оборудованию системы АИИС КУЭ.

• Общие положения.

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) – иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность измерительно-информационных комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, информационно-вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени, выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом на оптовом рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.

• Назначение системы.

Система АИИС КУЭ энергообъектов дивизиона предназначена для осуществления автоматизированного коммерческого учета количества активной и реактивной электрической энергии и мощности по точкам учета, расположенным на границе разграничения балансовой принадлежности электрических сетей, в точках измерений, результат в которых приводится к границе балансовой принадлежности с использованием согласованного сторонами алгоритма, на турбогенераторах, передачи данных коммерческого учета в ОАО «АТС» и обеспечения финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии.

• Цели создания системы.

Целью создания автоматизированной системы учета потребления электрической энергии на энергообъектах дивизиона является:

• автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии по присоединениям коммерческого и технического учета, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых для обеспечения проведения финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии, в коммерческих расчетах;

• обеспечение эффективности оперативно-технологического и оперативно-коммерческого управления режимом на энергообъектах дивизиона;

• автоматизированное формирование отчетных данных;

• выполнение технических требований оптового рынка электрической энергии и мощности.

• обеспечение энергообъектов дивизиона, смежных субъектов ОРЭМ, ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» своевременной, полной и достоверной информацией об объемах выработанной, поступившей и отпущенной электроэнергии от систем шин распределительных устройств электростанции.

• Требования к системе.

Система АИИС КУЭ должна соответствовать перечисленным в Приложении №11.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» требованиям по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации;, требованиям, изложенным в Техническом Задании Заказчика и иметь класс соответствия «А».

В состав АИИС КУЭ энергообъектов дивизиона должны входить следующие компоненты:

• измерительные компоненты – измерительно-информационные комплексы точек измерений;

• вычислительный компонент – информационно-вычислительный комплекс электроустановки;

• связующий компонент – технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи;

• комплексный компонент, выполняющий функции связующего и вычислительного компонентов – информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ;

• измерительный компонент – система обеспечения единого времени.

Передача информации контролирующим организациям (Коммерческий оператор – ОАО «АТС», Системный оператор – филиал ОАО «СО ЕЭС» диспетчерские центры), должна осуществляться в формате XML по сети Интернет посредством электронной почты через почтовый сервер дивизиона. XML макеты должны формироваться в ИВК АИИС КУЭ, где XML макету присваивается электронная цифровая подпись, и передаваться по ЛВС АИИС КУЭ в почтовый сервер.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений возможна как в режимах автоматической передачи данных, так и в ручном режиме согласовывается с заказчиком. АИИС КУЭ должна иметь интерфейс для связи и возможность предоставления данных в АСУ ТП электротехнического оборудования энергообъектов дивизиона.

Существующая или вновь создаваемая система АИИС КУЭ станции подлежит интеграции в АСУ ТП ЭТО станции с целью отображения информации о состоянии существующего оборудования станции и обеспечения единства передачи технологической информации станции в автоматическую систему системного оператора.

Параметры, характеризующие степень соответствия системы ее назначению:

• надежность применяемых в системе компонент, системных и организационных решений;

• защищенность применяемых компонент (механическая и программная);

• функциональная полнота выполняемых;

• степень автоматизации выполняемых функций.

Срок эксплуатации АИИС КУЭ должен составлять не менее 20 лет.

Состав показателей надежности для системы в целом или ее подсистем. В качестве показателей надежности ИВК выбираются:

• коэффициент готовности;

• среднее время восстановления.

В качестве показателей надежности ИВКЭ выбираются:

• средняя наработка на отказ;

• среднее время восстановления.

Надежность ИИК в целом определяется как совокупность надежности измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии. В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, выбираются средний срок службы и средняя наработка до отказа.

В качестве показателей надежности счетчиков выбираются:

• средняя наработка на отказ;

• среднее время восстановления.

В качестве показателей надежности СОЕВ выбираются:

• коэффициент готовности;

• среднее время восстановления.

Требования по обеспечению надежности должны выполняться при модернизации, новом строительстве энергообъектов дивизиона, техническом обслуживании и ремонте (наличие эксплуатационной документации, ЗИП, паспортов или справок производителя) АИИС КУЭ, ИВКЭ, ИВК, ИИК и СОЕВ. В качестве показателей надежности каналообразующего оборудования (модемы, мультиплексоры и т.п.) выбираются:

• коэффициент готовности;

• время восстановления (необходимо подтверждение показателей надежности в документации на оборудование).

Требования к надежности технических средств и ПО:

• средний срок службы – не менее 25 лет;

• средняя наработка до отказа То не менее 170000 часов (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя);

• средняя наработка на отказ – не менее 35000 часов;

• среднее время восстановления – не более 7 суток;

• средняя наработка на отказ УСПД – не менее 35000 часов;

• среднее время восстановления УСПД – не более 24 часов;

• коэффициент готовности сервера – не менее 0,99;

• среднее время восстановления сервера – не более 1 часа;

• коэффициент готовности – не менее 0,95;

• среднее время восстановления – не более 168 часов;

• коэффициент готовности – не менее 0,95.

Требования к защите информации от несанкционированного
доступа. АИИС КУЭ должна удовлетворять требованиям по защите информации соответствующим классу 2Б согласно РД «Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированных систем и требования по защите информации» Государственной технической комиссии при Президенте Российской Федерации, исключая организацию физической охраны информации. Должны быть использованы сертифицированные ОС и СУБД MICROSOFT, которые, в соответствии с РД «Безопасность информационных технологий», можно использовать для защиты информации в автоматизированных системах до классов 3Б, 2Б и 1Г без использования дополнительных наложенных средств защиты от несанкционированного доступа. Для предотвращения несанкционированного доступа к информации должна быть предусмотрена возможность установки встроенных программных паролей:

• на уровне счетчика электроэнергии;

• на уровне УСПД;

• на уровне сервера АИИС КУЭ;

• на уровне АРМа.

АИИС КУЭ должна иметь защиту информации на программном уровне при параметрировании, конфигурировании и настройке.

Защита информации от несанкционированного доступа на аппаратном уровне должна осуществляться:

• путем пломбирования клеммников электрических цепей трансформаторов тока и напряжения, испытательных колодок и клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

• путем пломбирования элементов УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных, а также наличием системы паролей для доступа к изменению параметров, времени и данных;

• путем регистрации в памяти УСПД всех событий, связанных с изменениями параметров настройки, коррекции данных или системного времени;

• сервер баз данных ИВК, в котором хранятся все данные АИИС КУЭ, должен быть размещен в специализированном серверном шкафу, закрываемом на замок.

Требования к функциям, выполняемым АИИС КУЭ:

Характеристики

Список файлов учебной работы