Приложение к приказу - Техническая политика дивизиона Россия (1039493), страница 30

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

Текст из файла (страница 30)

В АИИС КУЭ должно быть автоматизировано выполнение следующих функций:

• измерение 3 минутных и 30 минутных приращений активной электроэнергии (мощности) в точках измерений;

• измерение 3 минутных и 30 минутных приращений реактивной электроэнергии (мощности) в точках измерений;

• измерение времени и интервалов времени;

• автоматизированная цикличность измерений;

• автоматизированная цикличность сбора результатов измерений;

• ведение «Журналов событий»;

• коррекция времени в ИИК;

• коррекция времени в ИВКЭ;

• коррекция времени в ИВК;

• сбор информации о состоянии средств измерений;

• сбор информации – результатов измерений цикличности 3 мин. и 30 мин;

• предоставление результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиалы ОАО «СО ЕЭС» диспетчерские центры, ОАО «ФСК» и смежным субъектам ОРЭ;

• формирование учетных показателей – сведение простейшим способом баланса по сетевым элементам;

• формирование учетных показателей – замещение данных;

• формирование учетных показателей – потери электроэнергии от точки измерений до точки учета (поставки) – при наличии методики расчета потерь;

• формирование учетных показателей – расчет учетных показателей;

• хранение информации (профиля) в ИИК – не менее 35 сут;

• хранение информации (профиля) в ИВКЭ – не менее 35 сут;

• хранение информации (профиля) в ИВК – не менее 3,5 лет;

• синхронизация времени в АИИС КУЭ с помощью устройства синхронизации системного времени – с точностью не хуже ± 5 с/сут.

• Требования к видам обеспечения АИИС КУЭ.

Требования к информационному обеспечению:

Передача коммерческой информации от АИИС КУЭ энергообъектов дивизиона в ИАСУ КУ КО (ОАО «АТС») должна осуществляться в виде электронного документа в формате XML 80020, подлинность которого должна подтверждаться электронной цифровой подписью. Указанный документ формата 80020 должен направляться в ИАСУ КУ КО (ОАО «АТС») в зашифрованном виде, шифрование должно осуществляться с использованием открытого ключа и Сертификата шифрования Криптосервера коммерческого учета ОАО "АТС". Регламент передачи определяется Приложением №11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка «Формат и регламент предоставления результатов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам». При передаче коммерческой информации по каналам обмена в системе АИИС КУЭ должны регистрироваться все события, указанные в Приложении №11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка «Формат и регламент предоставления результатов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам».

Под результатами измерений понимаются идентифицированные данные, полученные в результате прямых или косвенных измерений средствами измерений АИИС в отношении:

• точек поставки;

• точек измерений;

• совокупностей точек поставки (выражаемых в форме сальдо перетоков);

• групп точек поставки генерации.

Под данными о состоянии средств измерений понимаются события, зафиксированные в журналах событий счетчика, ИВКЭ и ИВК. В АИИС КУЭ должна быть предусмотрена возможность передачи контрольной информации о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ в виде документа в формате XML 80030, подлинность которого должна подтверждаться электронной цифровой подписью в соответствии с регламентом передачи, который определяется Приложением №11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.

Требования к техническому обеспечению:

Требования к измерительным трансформаторам тока и напряжения.Используемые в ИИК ТТ и ТН должны удовлетворять следующим условиям:

• технические параметры и метрологические характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно;

• для присоединений 220 кВ и более – не хуже 0,2S;

• для генераторов с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2S;

• для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2S;

• для остальных присоединений – не хуже 0,5S;

• классы точности измерительных трансформаторов напряжения должны быть:

• для присоединений 220 кВ и более – не хуже 0,2;

• для генераторов с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2;

• для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2;

• для остальных присоединений – не хуже 0,5;

• не допускается применение промежуточных трансформаторов тока;

• во всех эксплуатационных режимах необходимо не допускать перегрузку измерительных трансформаторов;

• измерительные трансформаторы должны соответствовать ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению;

• выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Требования ко вторичным цепям:

Вторичные цепи ИИК должны удовлетворять следующим условиям:

• при проектировании следует руководствоваться требованиями ПУЭ (глава 3.4) и ППБ при выборе типа и сечения применяемых кабелей и проводов;

• потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – электросчетчик» не должны превышать 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения для счетчиков коммерческого учета и 1,5 % для счетчиков технического учета;

• подрядчик должен выполнить мероприятия по приведению потерь (падения напряжения) в цепи от трансформатора напряжения до счетчика к нормативным значениям;

• счетчики коммерческого учета должны быть подключены к трансформаторам напряжения отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к счетчику должно быть проведено через испытательную коробку (испытательный клеммник), расположенную около него. Допускается применение единой электрической цепи для подключения счетчиков к одному трансформатору напряжения, при условии обеспечения защиты всей цепи от НСД и выполнении требований по потерям напряжения в цепи «трансформатор напряжения – счетчик»;

• в измерительных цепях ИИК точек измерений должна предусматриваться возможность замены электросчетчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.);

• должны быть предприняты все возможные меры по защите вторичных измерительных цепей трансформаторов тока и напряжения от несанкционированного доступа (пломбирование испытательных коробок);

• должна быть обеспечена возможность пломбирования контактных соединений вторичных токовых цепей;

• нагрузка измерительных трансформаторов тока в рабочих условиях эксплуатации должна соответствовать требованиям п. 6.4 ГОСТ 7746-2001, нагрузка измерительных трансформаторов напряжения должна соответствовать требованиям п. 6.15 ГОСТ 1983-2001, должны быть выполнены мероприятия технического характера для достижения данных требований.

Требования к счетчикам электроэнергии:

Счетчики электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52320-2005 (в части технических параметров), ГОСТ Р 52323-2005 (в части учета активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части учета реактивной электроэнергии) и ПУЭ. Счетчики должны обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны проводить учет активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности). Счетчики должны соответствовать следующим требованиям по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации для класса А, приведенным в Таблице 1 Приложения 11.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка»:

• съем информации со счетчика автономным способом;

• визуальный контроль информации на счетчике;

• возможность получения параметров со счетчика удаленным способом;

• межповерочный интервал – не менее 8 лет;

• наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий;

• счетчики коммерческого учета должны иметь возможность подключения резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания при исчезновении основного (резервного) питания.

• согласно ГОСТ Р 52323-2005 счетчики должны иметь защиту от несанкционированного механического доступа и пломбироваться соответствующими организациями;

• защита от несанкционированного изменения и записи параметров должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей);

• защита от несанкционированного изменения измеренных данных и журналов событий;

• защита от несанкционированного предоставления информации;

• сохранение информации в журнале событий при отсутствии питания;

• для защиты счетчиков при параметрировании на каждый счетчик устанавливается пароль;

• счетчики должны иметь возможность проводить измерение и автоматический учет приращений активной и реактивной электроэнергии с цикличностью измерения 3 мин. и 30 мин;

• измерение активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом и вычисление электроэнергии за интервалы времени (приращение электроэнергии);

• автоматизированное измерение времени и интервалов времени;

• счетчики должны иметь возможность коррекции времени;

• автоматическое хранение в энергонезависимой памяти профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 сут, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;

• возможность измерения параметров электроэнергии (ток, напряжение и пр.);

• ведение журналов событий счетчика;

• ведение встроенного календаря и часов;

• точность хода энергонезависимых часов не хуже 0,5 с/сут с внешней автоматической коррекцией;

• предоставление пользователю измеренных данных и журналов событий счетчика;

• обеспечивать подключение цифровых интерфейсов (RS-485, RS-232) компонентов АИИС, в том числе автономного считывания, удаленного доступа и параметрирования;

• автоматическая внешняя синхронизация времени от СОЕВ;

• автоматическая самодиагностика при включении питания.

класс точности счётчиков коммерческого учета:

а) активной энергии (прямого/обратного направления) должен быть:

• для присоединений 220 кВ и более, для генераторов и присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2S, для остальных присоединений – не хуже 0,5S.

б) реактивной энергии (прямого/обратного направления) должен быть:

• для присоединений 220 кВ и более, для генераторов и присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,5, для остальных присоединений – не хуже 1,0.

Требования к техническим средствам ИВКЭ:

УСПД должно соответствовать следующим требованиям по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации для класса А, приведенным в Таблице 1 Приложения 11.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка»:

• напряжение питания УСПД от сети переменного или постоянного тока должно составлять 220 В с допустимыми отклонением напряжения в пределах
   20 %;

• УСПД должно иметь резервный источник питания и обеспечивать автоматическое переключение на резервный источник питания при исчезновении основного питания и обратно;

• УСПД должно обеспечить сохранность информации и ведение времени и календаря при отключении электропитания на время не менее одного года;

• наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий;

• средний срок службы УСПД – не менее 20 лет;

• УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа к аппаратной части (разъёмам, функциональным модулям и т.д., путем пломбирования или маркирования);

• УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа к программному и информационному обеспечению при параметрировании (путем защиты паролями);

• обеспечение интерфейса доступа к счетчикам ИИК;

• обеспечение сбора результатов измерений и информации о состоянии средств измерений от счётчиков с автоматическим контролем цикличности с периодом сбора коммерческой информации (приращений активной и реактивной электроэнергии) 30 минут;

• УСПД должно обеспечить автоматическое хранение измеренной информации профиля (суточных данных о 3-минутных и 30-минутных приращениях электропотребления) и информации журнала событий не менее 35 сут;

• возможность измерения времени и интервалов времени;

• возможность автоматической установки и коррекции текущих значений времени и даты и возможность коррекции времени в ИИК;

• возможность периодической синхронизации времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии и ИВК;

• возможность самодиагностики не реже одного раза в сутки с фиксацией в «Журнале событий»;

• ведение собственного журнала событий и хранение журналов счетчиков;

• предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к собранной информации и журналам событий;

• возможность установки интервала опроса счётчиков;

• УСПД должно обеспечить ведение встроенного календаря и часов в соответствии с сезонным временем (точность хода встроенных энергонезависимых часов не хуже  5,0 с/сут) по СОЕВ;

• возможность объединения в информационную сеть с другими УСПД.

• сбор со счетчиков измеренных параметров электроэнергии (ток, напряжение и пр., требуемые параметры уточняются на этапе разработки проекта на систему);

• программное обеспечение УСПД должно обеспечивать резерв измерительных каналов в размере 20% по количеству опрашиваемых приборов учета.

Требования к техническим средствам ИВК:

Технические средства ИВК должны соответствовать следующим требованиям по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации для класса А, приведенным в Таблице 1 Приложения 11.1 к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка»:

• должны быть обеспечены контроль достоверности и восстановление данных;

• наличие резервных баз данных;

• должен быть обеспечен перезапуск системы при сбоях;

• ИВК должен обеспечивать режим довосстановления данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

• на ИВК подлежат обязательной реализации мероприятия по механической защите (закрытие на механические замки, пломбирование и.т.д.) от несанкционированного доступа;

• доступ пользователям к программному обеспечению ИВК защищается паролем;

• конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения защищаются паролем;

• защита на программном уровне информации при передаче данных – возможность использования средств электронной цифровой подписи при передаче данных о результатах измерений, состояний средств измерений Коммерческому оператору (ОАО «АТС») .

• автоматический периодический сбор результатов измерений приращений активной и реактивной электроэнергии и мощности с цикличностью 3 минуты, 30 минут, 1 сутки;

• автоматический сбор данных о состоянии средств измерений с ИВКЭ, обслуживаемого данным ИВК;

• возможность автоматического измерения времени и интервалов времени, коррекции и синхронизации времени по СОЕВ;

• контроль достоверности данных;

• автоматическое хранение результатов измерений, состояний средств измерений (не менее 3,5 лет);

• ведение нормативно-справочной информации, ведение «Журнала событий»;

• формирование отчетных документов;

• возможность передачи в ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиалы ОАО «СО ЕЭС» диспетчерские центры, ОАО «ФСК» и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;

• использование электронной цифровой подписи для передачи в ИАСУ КУ КО результатов измерений и состояний средств измерений;

• безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52099.0-2003;

• возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и других физических величин;

• предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

• диагностика работы технических средств и программного обеспечения;

• хранение и предоставление пользователям информации об измеренных параметрах электроэнергии (ток, напряжение и пр., требуемые параметры уточняются на этапе разработки проекта на систему);

• программное обеспечение уровня ИВК должно обеспечивать резерв в размере 20% по количеству опрашиваемых приборов учета.

Требования к метрологическому обеспечению:

Характеристики

Список файлов учебной работы