Приложение 11.1
к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫКОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ).
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1. Общие положения
1.1. Настоящий документ, именуемый далее по тексту «Технические требования», устанавливает технические требования к автоматизированным информационно-измерительным системам коммерческого учета электрической энергии (мощности) (далее − АИИС).
1.2. АИИС обеспечивают выполнение измерений в отношении всех точек поставки в составе зарегистрированных ГТП заявителя. В отношении расположенных в сетях класса напряжения 10 кВ и ниже точек поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций (в том числе – в отношении точек поставки, входящих в ГТП, зарегистрированные за смежными к указанным организациям участниками оптового рынка), представляющих на оптовом рынке группы точек поставки, к которым относятся объекты электросетевого хозяйства, расположенные на присоединениях напряжением 10 кВ и ниже и имеющие совокупную присоединенную мощность, составляющую не более 2,5 % от общей присоединенной мощности группе точек поставки гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций (в отношении точек поставки, входящих в ГТП, зарегистрированные за смежными к указанным организациям участниками оптового рынка критерий 2,5% от общей присоединенной мощности ГТП смежных к указанным организациям участников оптового рынка), а также в отношении точек поставки, зарегистрированных за Участником оптового рынка в части покупки/продажи электроэнергии на оптовом рынке для дальнейшего использования в экспортно-импортных операциях, расположенных в сетях напряжения 10 кВ и ниже, и относящихся к линиям электропередачи, входящим в одно сечение экспорта-импорта, для которых сумма абсолютных величин среднечасовых значений сальдо перетоков, рассчитанная на основании Актов учета электроэнергии, перемещаемой по межгосударственным линиям электропередач за предыдущий отчетный год, согласованных с таможенным органом, не превышает 2,5 % от максимальной из абсолютных величин часового сальдо перетока по соответствующему сечению экспорта-импорта за тот же период, подтвержденной КО, допускается выполнять измерения с помощью средств измерений, не включенных в АИИС, и обеспечивающих учет электрической энергии суммарно на определенный момент времени (за отчетный период − календарный месяц) с применением типовых суточных графиков (далее ― точки поставки, в отношении которых, в соответствии с данным пунктом, допускается выполнять измерения с помощью средств измерений, не включенных в АИИС – «малые» точки поставки). При этом выполнение измерений такими средствами измерений (в том числе измерительными комплексами) должно выполняться в соответствии с методикой (методиками) измерений (далее – МВИ). Если данные точки поставки (измерений) не отражены в аттестованной в установленном порядке МВИ, то:
1) в отношении средств измерений, функционирующих в составе автоматизированных систем коммерческого учета, созданных в соответствии с «Положением об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке», при выполнении измерений применяется РД 153-34.0-11.209-99 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности»;
2) в отношении средств измерений (в том числе измерительных комплексов), установленных на энергообъектах в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) и «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» РД 34.09.101-94, при выполнении измерений применяется РД 34.11.333-97 «Типовая методика выполнения измерений электрической энергии»;
3) в остальных случаях при выполнении измерений применяются МВИ, содержащиеся в руководствах по эксплуатации счетчиков соответствующих утвержденных типов.
1.3. АИИС считается соответствующей требованиям оптового рынка, если в процессе ее создания и эксплуатации обеспечено выполнение технических требований, указанных в п. 2.5.
Общие требования к АИИС
2.1. Целью создания и функционирования АИИС является измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
2.2. Измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии (далее - коммерческий учет), в соответствии с требованиями Закона Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» проводится с использованием аттестованных в установленном порядке методик выполнения измерений средствами измерений, имеющими сертификат об утверждении типа средств измерений Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, действующие свидетельства о метрологической поверке.
2.3. Функции АИИС:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течении 3,5 лет;
- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в ХML формате (Приложение 11.1.1) для их передачи по электронной почте внешним организациям, перечисленным в пункте 2.4. Состав данных:
- результаты измерений;
- состояние объектов и средств измерений (перечень передаваемых данных указан в Приложении 11.1.1).
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны ИАСУ КУ КО в соответствии с процедурой контрольного доступа и форматом запроса данных (Приложение 11.1.1);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне в объеме, установленном настоящим документом;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС в объеме, установленном настоящим документом;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС в объеме, установленном настоящим документом;
- ведение системы единого времени в АИИС (коррекция времени).
2.4. При создании АИИС должна быть предусмотрена возможность:
- санкционированного предоставления результатов измерений;
- предоставления информации о состоянии средств и объектов измерений заинтересованным субъектам ОРЭ (смежные по электрическим сетям субъекты ОРЭ, КО, ФСК, СО) Обязательно при новом строительстве энергообъектов.
2.4.' Под термином «внешние организации» в данном документе понимаются КО, региональный филиал ОАО «СО ЕЭС» (РДУ), смежные субъекты ОРЭ или сетевые организации, к сетям которой подключен данный субъект.
2.5. АИИС должна соответствовать перечисленным в настоящем пункте требованиям по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации (Таблица 1).
В отношении организаций, ставших участниками регулируемого сектора оптового рынка до 1 сентября 2006 г. с использованием зарегистрированных за ними на указанную дату групп точек поставки, ФСК, а также гарантирующих поставщиков, получающих право участвовать в отношениях по купле-продаже в новых группах точек поставки, за исключением случаев выделения новых групп точек поставки из зоны деятельности гарантирующего поставщика (территории, на которых энергосбытовая организация выполняет функции гарантирующего поставщика) или регистрации групп точек поставки на территории деятельности другого гарантирующего поставщика (Далее по тексту и в графе 4 Таблицы 1 – Субъекты ОРЭ Переходного Периода), обязательность требований по надежности, защищенности, функциональной полноте и степени автоматизации АИИС вводится поэтапно в соответствии с колонкой 4 Таблицы 1 настоящего пункта:
- выполнение требований первого этапа, обозначенных (1) в графе 4 Таблицы 1, обязательно с 01.09.2007 года;
- выполнение требований второго этапа, обозначенных (2) в графе 4 Таблицы 1, обязательно с 01.09.2008 года;
- выполнение требований третьего этапа, обозначенных (3) в графе 4 Таблицы 1, обязательно с 01.09.2010 года.
2.6. В состав АИИС могут входить следующие компоненты:
- измерительные компоненты - ИИК точек учета электроэнергии субъекта;
- измерительный компонент – система обеспечения единого времени (СОЕВ) субъекта;
- вычислительный компонент - ИВКЭ заявителя;
- связующий компонент – технические средства приёма – передачи данных (каналообразующая аппаратура) и каналы связи;
- комплексный компонент, выполняющий функции связующего и вычислительного компонентов - ИВК заявителя.
2.6.' Передача данных в ХML формате внешним организациям производится по электронной почте в соответствии с Приложением 11.1.1 к настоящему Положению «Формат и регламент предоставления результатов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам».
2.7. При создании АИИС, выбираются точки измерений электроэнергии, по результатам измерений в которых должны быть определены учётные показатели, используемые в финансовых расчетах на оптовом рынке с наименьшей погрешностью.
В случае расположения существующих точек измерения, удовлетворяющих данному требованию на стороне смежного субъекта и отсутствия согласия смежного субъекта на включение данных точек измерений в АИИС заявителя, допускается выбирать точки измерений на стороне заявителя и разработать алгоритм расчета учетного показателя.
2.8. АИИС является многоуровневой информационно-вычислительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, количество уровней и архитектура построения которой определяются на стадии разработки технического задания и зависят от сложности и количества энергообъектов.
Как правило, АИИС имеет три уровня:
- первый уровень включает в себя ИИК и выполняет функцию проведения измерений;
- второй уровень включает в себя ИВКЭ и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок;
- третий уровень ИВК включает в себя информационно-вычислительный комплекс;
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС.
2.9. ИИК обеспечивает автоматическое проведение измерений в точке измерений. В его состав входят:
- счетчики электрической энергии;
- измерительные трансформаторы тока и напряжения;
- вторичные измерительные цепи.
2.10. ИВКЭ обеспечивает:
- интерфейс доступа к информации по учету электроэнергии ИИК;
дополнительно на ИВКЭ могут быть возложены функции автоматического:
- сбора информации по учету электроэнергии от ИИК;
- сбора и обработки информации о состоянии средств измерений;
- сбора и обработки информации о состоянии объектов измерений;
- расчета потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки.
В состав ИВКЭ входят:
- контроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК;
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
- дополнительно в состав ИВКЭ может входить промконтроллер или сервер в промышленном исполнении
2.11. ИВК обеспечивает:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений;
- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в КО по электронной почте.
дополнительно на ИВК могут быть возложены функции:
- автоматической диагностики состояния объектов измерений;
- контроля достоверности результатов измерений;
- заверения подготовленного отчета в XML-формате электронно-цифровой подписью и отправка его в КО по электронной почте;
- доступа ИАСУ КУ КО к информации АИИС, в рамках процедуры технического контроля.
ИВК может обеспечивать замещение результатов измерений.
В состав ИВК входят:
- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- промконтроллер и/или сервер;
- технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;
- технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
2.12. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ± 5,0 с/сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ должна быть привязана к единому календарному времени.
2.13. Все средства измерений, являющиеся компонентами измерительных каналов АИИС, должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений Российской Федерации и иметь действующие свидетельства о поверке.
Требования к ИИК
Общие требования к ИИК
3.1.1. ИИК обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии и других показателей коммерческого учета (измерение реактивной электроэнергии обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- автоматическое выполнение измерений времени (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- безопасность хранения информации и программного обеспечения (далее - ПО) в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;
- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам событий» со стороны ИВКЭ или ИВК;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- диагностику работы технических средств (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- при наличии технической возможности и соответствующей МВИ, автоматизированный учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки учета энергии.
3.2. Требования к трансформаторам тока и напряжения
3.2.1. Классы точности измерительных трансформаторов тока и напряжения должны быть не хуже 1,0.
3.2.2. При новом строительстве энергообъектов применяются трансформаторы тока, соответствующие требованиям ГОСТ 7746, и трансформаторы напряжения, соответствующие требованиям ГОСТ 1983.
3.2.3. Организации, ставшие участниками регулируемого сектора оптового рынка до 1 сентября 2006 с использованием зарегистрированных за ними на указанную дату групп точек поставки, а также гарантирующие поставщики, получающие право участвовать в отношениях по купле-продаже в новых группах точек поставки, за исключением случаев выделения новых групп точек поставки из зоны деятельности гарантирующего поставщика (территории, на которых энергосбытовая организация выполняет функции гарантирующего поставщика) или регистрации групп точек поставки на территории деятельности другого гарантирующего поставщика, и имеющие в эксплуатации измерительные трансформаторы тока и напряжения с классом точности 3 и хуже, относящиеся к соответствующим группам точек поставки, должны заменить указанные трансформаторы до 01.09.2010 г.
3.2.4. При новом строительстве энергообъектов необходимо устанавливать измерительные трансформаторы тока и напряжения со следующими характеристиками:
Классы точности измерительных трансформаторов тока:
- для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 220кВ и выше – не хуже 0,2S;
- для генераторов с установленной мощностью 100МВт и более – не хуже 0,2S;
- для присоединений с установленной мощностью 100МВт и более – не хуже 0,2S;
- остальные присоединения - не хуже 0,5S.
Классы точности измерительных трансформаторов напряжения:
- для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 220кВ и выше – не хуже 0,2;
- для генераторов с установленной мощностью 100МВт и более – не хуже 0,2;
- для присоединений с установленной мощностью 100МВт и более – не хуже 0,2;
- остальные присоединения – не хуже 0,5.
3.2.5. В случае использования трансформатора напряжения только в целях коммерческого учета необходимо обеспечить контроль целостности вторичных цепей трансформатора напряжения (Требование данного пункта не обязательно при применении электросчётчиков реализующих функцию контроля наличия напряжения с фиксацией в «Журнале событий»).
3.2.6. Для измерений в электрических сетях с заземленной нейтралью измерительные трансформаторы тока необходимо устанавливать в трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики (обязательно при новом строительстве энергообъектов).
3.2.7. Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока.
3.2.8. Во всех эксплуатационных режимах необходимо не допускать перегрузку измерительных трансформаторов.
3.2.9. Измерительные трансформаторы должны соответствовать ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению.
3.2.10. При новом строительстве энергообъектов выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета, должны быть защищены от несанкционированного доступа.
3.3. Требования к вторичным цепям
3.3.1. Потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – электросчетчик» не должны превышать 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения.
3.3.2. При новом строительстве энергообъектов электросчетчик должен быть подключен к трансформатору напряжения отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную около счетчика. Допускается применение единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному трансформатору напряжения, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа и выполнении требований, указанных в п.3.3.1.
3.3.3. В измерительных цепях ИИК точек измерений должна предусматриваться возможность замены электросчётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.).
3.3.4. При новом строительстве энергообъектов вторичные измерительные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа.
3.4. Требования к счетчикам электроэнергии
3.4.1. При новом строительстве энергообъектов технические параметры и метрологические характеристики коммерческих счётчиков должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S» (для реактивной энергии - по ГОСТ Р 52425−2005 «Статические счетчики реактивной энергии»). 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).
3.4.2. Счетчики должны соответствовать следующим основным требованиям:
- класс точности - не хуже 0,5S (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- обеспечивать возможность подключения резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания при исчезновении основного (резервного) питания (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;
- обеспечивать подключение по одному или нескольким цифровым интерфейсам компонентов АИИС, в том числе для автономного считывания, удалённого доступа и параметрирования (обязательно при новом строительстве энергообъектов и/или модернизации АИИС);
- наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение даты и времени (точность хода не хуже ± 5.0 секунды в сутки с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающей в составе СОЕВ) (обязательно при новом строительстве и/или модернизации АИИС);
- наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий (обязательно при новом строительстве энергообъектов).
В «Журнале событий» должны фиксироваться:
- попытки несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
- обеспечивать защиту от несанкционированного изменения параметров, а также от записи, при этом защита должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне (установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне (установка пломб, марок и т.п.);
- обеспечивать автоматическую самодиагностику с формированием обобщённого сигнала в «Журнале событий» (обязательно при новом строительстве энергообъектов):
- измерительного блока;
- вычислительного блока;
- таймера;
- блока питания;
- дисплея;
- блока памяти (подсчет контрольной суммы).
- счетчики должны обеспечивать работоспособность в диапазоне температур, определенных условиями эксплуатации;
- средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов;
- межповерочный интервал – не менее 8-ми лет.
Требования к ИВКЭ
4.1. Общие требования к ИВКЭ
4.1.1. ИВКЭ обеспечивает:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- сбор данных о состоянии объектов измерений со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и других физических величин;
- ведение Журнала событий;
- предоставление доступа ИВК к результатам измерений;
- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии средств измерений (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- предоставление доступа ИВК к данным о состоянии объектов измерений (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;
- диагностику работы технических средств;
- хранение результатов измерений;
- хранение данных о состоянии средств измерений (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- хранение данных о состоянии объектов измерений (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
- расчет потерь электроэнергии от точек измерений к точкам учета в сетевых элементах (в силовых трансформаторах, линиях электропередачи и т.п.)[1]. (обязательно при новом строительстве энергообъектов).
4.1.2. Технические средства ИВКЭ, при их размещении в электроустановках, должны быть выполнены в промышленном исполнении, предназначенном для непрерывного функционирования в помещениях с повышенной опасностью (согласно подпункту 2 пункта 1.1.13 ПУЭ) с возможностью их установки в ограниченных пространствах (в шкафах, отсеках, панелях и т.п.), а также обеспечивать удобство технического обслуживания.
4.1.3. Размещение технических средств, используемых персоналом при эксплуатации ИВКЭ и ИВК при выполнении автоматизированных функций, должно соответствовать требованиям эргономики для производственного оборудования по ГОСТ 12.2.049. (обязательно при новом строительстве энергообъектов).
4.1.4. При отсутствии ИВКЭ его функции выполняет ИВК.
4.2. Требования к промконтроллерам (УСПД)
4.2.1. При новом строительстве энергообъектов и/или модернизации АИИС должны быть использованы промконтроллеры, защищенные от несанкционированного доступа как в аппаратной части (разъёмам, функциональным модулям и т.п.), так и в программно-информационном обеспечении (установка паролей).
4.2.2. Функции промконтроллера (в автоматическом режиме):
- сбор результатов измерений от счётчиков по цифровым интерфейсам;
- обработку результатов измерений в соответствии с параметрированием промконтроллера;
- предоставление интерфейса доступа к собранной информации;
- синхронизация времени, как в самом промконтроллере, так и в счетчиках электроэнергии, передающих информацию в данный промконтроллер;
- самодиагностика с фиксацией в «Журнале событий» или на цифровом табло.
4.2.3. Промконтроллер должен обеспечивать параметрирование (установку настраиваемых параметров) при первоначальной установке, после вывода из ремонта, в процессе эксплуатации самого промконтроллера и при замене счетчиков, изменении схемы учета, коммуникационных параметров и т.п. Параметрирование промконтроллера возможно только при снятии механической пломбы и вводе пароля, при этом в «Журнале событий» промконтроллера автоматически должно фиксироваться это событие с указанием даты и времени.
При параметрировании промконтроллера различаются следующие события, подлежащие обязательной фиксации в «Журнале событий»:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования);
- установка текущих значений времени и даты.
4.2.4. При новом строительстве энергообъектов должно быть обеспечено автоматическое ведение «Журнала событий», в котором фиксируются время и даты наступления событий, указанных в настоящих Технических требованиях, а также следующие факты:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отключение питания.
4.2.5. Промконтроллер должен иметь встроенные энергонезависимые часы, обеспечивающие ведение даты и времени, рекомендуемая точность хода которых не хуже ± 5.0 с/сутки.
4.2.6. При новом строительстве энергообъектов и/или модернизации АИИС промконтроллер должен обеспечивать автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени.
4.2.7. Промконтроллер должен обеспечивать хранение:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
- электропотребление (выработку) за месяц по каждому каналу и по группам не менее 35 суток (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования);.
4.2.8. Напряжение питания промконтроллера от сети переменного или постоянного тока должно составлять 110, 220В с допустимым отклонением напряжения в пределах + 20%. Промконтроллер должен иметь резервный источник питания и обеспечивать автоматическое переключение на резервный источник питания при исчезновении основного питания и обратно (обязательно при создании АИИС). Электропотребление промконтроллера, с полным набором электронных модулей, не должно превышать 100 Вт. Охлаждение промконтроллера должно осуществляться за счет естественной конвекции. Промконтроллер должен обеспечивать работоспособность в диапазоне температур, в соответствии с условиями эксплуатации.
4.2.9. Необходимо использовать промконтроллер, выполненный в едином корпусе, обеспечивающем возможность одностороннего обслуживания и степень защиты не ниже IP 51 (в соответствии с ГОСТ 14254). Допускается устанавливать промконтроллер со степенью защиты IP 50 в сухих помещениях (температура окружающего воздуха (20±5)º С при относительной влажности (65±15) %) или в специализированных шкафах, имеющих степень защиты не менее IP 51. Конструкция промконтроллера должна позволять его размещение как на стандартных панелях, так и в специализированных шкафах (при использовании внешних модемов).
Требования к ИВК
5.1. Общие требования к ИВК
5.1.1. ИВК обеспечивает:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИВКЭ, обслуживаемых данным ИВК (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- сбор данных о состоянии объектов измерений со всех ИВКЭ, обслуживаемых данным ИВК (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- контроль достоверности данных (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- контроль восстановления данных (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- учет потерь электроэнергии от точки измерений до точки учета[2];
- возможность масштабирования долей именованных величин электроэнергии и других физических величин;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений (не менее 3,5 лет);
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- агрегирование показаний счетчиков с учетом возможного изменения электрической схемы;
- возможность передачи в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ (смежные по электрическим сетям субъекты ОРЭ, ФСК, СО):
- результатов измерений;
- данных о состоянии средств измерений (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- данных о состоянии объектов измерений (обязательно при новом строительстве энергообъектов)
- возможность использования средств электронной цифровой подписи для передачи в ИАСУ КУ и в СО:
- результатов измерений;
- данных о состоянии средств измерений (обязательно при модернизации АИИС и новом строительстве энергообъектов);
- данных о состоянии объектов измерений (обязательно при новом строительстве энергообъектов);
- безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и программного обеспечения (обязательно при новом строительстве энергообъектов).
5.1.2. Рекомендуется обеспечить режим довосстановления данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.)
5.1.3. Технические средства ИВК должны размещаться с соблюдением требований СанПин 2.2.2.542 и ГОСТ Р 51318.22 (СИСПР 22-97) по классу А, а также обеспечивать удобство технического обслуживания.
5.1.4. Программное обеспечение ИВК должно иметь русифицированный интерфейс пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).
5.1.5. Программное обеспечение ИВК рекомендуется выполнять в соответствии с РД «Автоматизированные системы. Защита от несанкционированного доступа к информации. Классификация автоматизированных систем и требования по защите информации» Государственной технической комиссии при Президенте Российской Федерации по классу 2Б, за исключением организации физической охраны информации.
5.2. Требования к каналам связи
Требования к каналам связи между ИВК и ИАСУ КУ
5.2.1.1.При организации каналов связи между ИВК и ИАСУ КУ должно учитываться, что передача результатов измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений возможна как в режимах автоматической передачи данных, так и в режиме выполнения запроса «по требованию».
5.2.1.2.При организации каналов связи рекомендуется обеспечивать их резервирование. Основной и резервный каналы связи должны быть разделены как на физическом, так и на логическом уровнях.
5.2.1.3.В качестве основного канала рекомендуется использовать выделенный канал связи до сети провайдера Интернет или канал единой сети связи электроэнергетики.
5.2.1.4.В качестве резервного канала связи могут быть использованы:
- телефонная сеть общего пользования;
- GSM-сеть связи;
- ведомственная сеть связи;
- другие линии и сети связи, удовлетворяющие настоящим требованиям по надёжности и скорости передачи данных.
5.2.1.5.Резервный канал связи рекомендуется организовывать со скорость передачи не менее 9600 бит/с с коэффициентом готовности не хуже 0,95.