1.8Требования к видам обеспечения
1.8.1)Требования к информационному обеспечению
1.8.1.1.Информационное обеспечение представляет собой совокупность массивов информации и должно включать описание:
структур баз данных;
системы классификации и кодирования информации;
унифицированной системы документации, включая входные и выходные формы;
языковых средств системы, используемых для формализации естественного языка при общении пользователей с системой в процессе ее функционирования.
1.8.1.2.Классификация информации в АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго»:
коммерческая (расчетная) информация, используемая в финансовых расчетах за электроэнергию;
техническая информация – информация, которая может быть использована в расчетных задачах по учету электроэнергии;
служебная информация - информация о текущем состоянии средств учета (журналы событий счетчиков и других компонент, входящих вАИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго») и т.п.;
нормативно-справочная информация, классификаторы средств учета, нормативно-техническая документация и т.д.
1.8.1.3.Система классификации и кодирования АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должна удовлетворять следующим требованиям:
единообразное представление детерминированных данных;
однозначная идентификация;
пластичность, позволяющую вносить изменения и, при необходимости, влиять на изменения структуры классификаций, без потери данных;
возможность дополнения классификационной структуры новыми идентифицирующими понятиями;
возможность классификации без ограничений на уровень вложенности;
многоаспектность – учет представлений пользователей в создаваемых классификациях;
обеспечение совместимости создаваемых классификаторов с отраслевыми;
расширяемость.
1.8.1.4.Разработка системы классификации и кодирования информации коммерческого учета электроэнергии и унифицированных систем документации должна осуществляться в соответствии с ПР 50.1.019.
1.8.1.5.Информационное обеспечение должно обеспечивать:
ввод, обработку, накопление и хранение информации, необходимой для реализации функций системы;
представление информации в форме, удобной для работы пользователя, в соответствии с его функциональными обязанностями и установленным разграничением доступа;
актуальность и достоверность информации в базах данных, а также контроль полноты и непротиворечивости вводимой информации;
адаптируемость к возможным изменениям информационных потребностей пользователей;
независимость от используемых программных и технических средств.
1.8.1.6.Обмен данными между АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» и ИАСУ КУ ОАО "АТС" обеспечивается через три логических интерфейса:
интерфейс передачи коммерческой информации в ИАСУ КУ ОАО "АТС";
интерфейс передачи информации о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ ОАО "АТС";
интерфейс контроля информации на уровне базы данных.
1.8.1.7.Передача коммерческой информации от АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» в ИАСУ КУ ОАО "АТС" должна осуществляться в виде документа, подлинность которого должна подтверждаться электронной цифровой подписью. Регламент передачи определяется "Регламентом предоставления фактических значений генерации и перетоков электроэнергии в систему сбора коммерческой информации ОАО “АТС". Средства электронной цифровой подписи не входят в поставляемый Подрядчиком комплекс программных средств, и закупаются или разрабатываться участником оптового рынка самостоятельно.
1.8.1.8.Передача информации о состоянии средств измерений (включая данные, полученные от АИИС КУЭ смежных субъектов) от АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» в ИАСУ КУ ОАО "АТС" должна осуществляться в виде документа, подлинность которого может быть подтверждена электронной цифровой подписью. Средства электронной цифровой подписи не входят в поставляемый Подрядчикомкомплекс программных средств, и закупаются или разрабатываться Заказчикомсамостоятельно. Схема организации каналов передачи информации о состоянии средств измерений (включая данные, полученные от АИИС КУЭ смежных субъектов) уточняются на этапе проектирования.
1.8.1.9.При передаче коммерческой информации и данных о состоянии средств измерений по каналам обмена в системе АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должны регистрироваться следующие события:
факт, дата-время отправления информации, тип передаваемой информации, идентификатор исходного документа, идентификатор лица подписавшего документ, идентификатор лица отправившего документ;
факт, дата-время получения подтверждения в доставке электронного документа в ИАСУ КУ ОАО "АТС";
факт, дата-время обнаружения отсутствия подтверждения в доставке электронного документа.
1.8.1.10.Состав и регламент передачи данных в ИАСУ КУ ОАО "АТС" должен соответствовать Приложению 11.1.1 технических требований ОАО "АТС":
Состав и формат коммерческой информации (данных о результатах измерений) определяется "Форматом электронного документа ОАО "АТС" № 80020".
В частности, по интерфейсу передачи коммерческой информации передаются получасовые приращения электроэнергии, в точках поставки ОАО "Янтарьэнеро" и сумма приращений электроэнергии по всем точкам поставки ОАО "Янтарьэнеро". Приращения электроэнергии должны быть разделены на полученную из сети и выданную в сеть электроэнергию. Значения приращений электроэнергии должны быть получены путем измерения приращений электроэнергии в точках учета, указанных в разделе 1.7.1"
Требования общие данного технического задания, и корректировки измеренных значений до значений в точках поставки согласно МВИ. Период, за который измеряется приращение в точке поставки, должен быть не больше получаса, при этом начало получасового интервала соответствует началу и половине часа.
Состав и формат информации о состоянии средств измерений определяется "Форматом электронного документа ОАО "АТС" № 80030".
1.8.1.11.Состав данных, необходимых для передачи в филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийского РДУ:
Данные по часовым значениям сальдо-перетоков по точкам поставки участников оптового рынка электрической энергии по границам балансовой принадлежности ОАО «Янтарьэнерго» и смежных по электрическим сетям субъектов, должны быть переданы последним. Состав, формат и время передачи данных должны соответствовать требованиям, предъявляемым в Приложении 11.1 к передаче данных в ОАО «АТС».
Данные по часовым значениям сальдо-перетоков по точкам поставки участников оптового рынка электрической энергии по границам балансовой принадлежности ОАО «Янтаарьэнерго» и смежных по электрическим сетям субъектов, а также по генерации, должны быть переданы в филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийского РДУ. Состав, формат и время передачи данных должны соответствовать требованиям, предъявляемым в Приложении 11.1 к передаче данных в ОАО «АТС».
1.8.1.12.Требования по применению систем управления базами данных
Должна быть обеспечена организация хранения коммерческой и контрольной информации, в базе данных ИВК, не менее 3,5 лет.
Система управления базами данных должна иметь:
-
глобальный список пользователей с разграничением прав доступа к информации;
автоматический регламент копирования информации из баз данных на внешние долговременные носители.
-
Система управления базами данных должна вести журналы регистрации событий с фиксацией:
идентификации пользователей базы данных;
внесенных изменений с привязкой к системному времени и пользователю;
списка сформированных отчетных документов.
СУБД АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должна иметь собственные средства мониторинга за состоянием элементов в нее входящих, выполнением регламентных действий.
1.8.2)Требования к лингвистическому обеспечению
1.8.2.1.Техническая документация АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должна быть разработана на русском языке.
1.8.2.2.Диагностические сообщения системы, сообщения системы о несанкционированных действиях пользователей, а также сообщения системы при запуске, решении задач специального программного обеспечения и при работе пользователей с информационным обеспечением должны быть на русском языке.
1.8.2.3.АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должна обеспечивать:
текстовый и графический способы общения пользователей со средствами автоматизации;
диалоговый режим общения пользователей со средствами автоматизации с возможностью проектирования диалогов «Пользователь-ЭВМ»;
формирование запросов с АРМ и запуск информационных и расчетных задач;
защиту от ошибок и некорректных действий пользователей.
1.8.2.4.В лингвистическом обеспечении АИИС КУЭ должны быть:
предусмотрены языковые средства для описания любой используемой в АИИС КУЭ информации;
унифицированы используемые языковые средства (русский язык);
стандартизованы описания однотипных элементов информации и записи синтаксических конструкций;
обеспечены удобство, однозначность и устойчивость общения пользователей со средствами автоматизации;
предусмотрены средства исправления ошибок, возникающие при взаимодействии пользователей с техническими средствами.
1.8.2.5.Лингвистическое обеспечение АИИС КУЭ должно быть отражено в документации (инструкциях, описаниях) организационного обеспечения в виде правил общения пользователей с техническими средствами АИИС КУЭ во всех режимах функционирования системы.
1.8.3)Требования к программному обеспечению
1.8.3.1.Архитектура программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго», должна быть модульной и обеспечивать соблюдение принципов взаимодействия открытых систем.
1.8.3.2.В состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должно входить:
системное программное обеспечение;
программное обеспечение системы управления базами данных (СУБД), которое должно обеспечивать формирование баз данных, ввод и поддержание целостности данных, формирование отчетов и должно преимущественно строиться с использованием технологии клиент-сервер;
программное обеспечение, реализующее задачи и функции АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» (прикладное ПО), в соответствии с требованиями данного ТЗ;
программное обеспечение, отвечающее за полноту и достоверность информации в АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» (ПО достоверизации), осуществляющее контроль над обновлением и хранением данных;
программное обеспечение, отвечающее за поддержание системы единого времени в составеАИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» (система единого времени).
1.8.3.3.ПО должно бытьлицензионным: ПО системного программного обеспечения, СУБД, прикладного ПО, ПО проверки достоверности и системы обеспечения единого времени, разработанные на стадии проектированияАИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго».
1.8.3.4.ПО ИВК должно обеспечить:
возможность выбора минимальных и максимальных значений за заданный период с выдачей графиков, таблиц;
вывод информации об отпущенной электроэнергии с нарастающим итогом от заданного числа;
обратный отсчет остатка электроэнергии при заданном лимите, с выдачей прогноза по усредненному потреблению за заданный промежуток времени;
возможность выборки нескольких ТИ или групп ТИ для графического или табличного сравнения, расчет процента рассогласования между ними;
1.8.3.5.К моменту сдачи АИИС КУЭ в постоянную эксплуатацию Заказчик должен быть собственником лицензий на использование системного программного обеспечения, СУБД, прикладного ПО, ПО системы обеспечения единого времени, ПО, используемого в ИИК и ИВКЭ.
1.8.3.6.Программное обеспечение должно обеспечивать считывание мгновенных значений параметров качества электроэнергии, регистрируемых приборами учета, а также архивное хранение этих данных с возможностью их графического и табличного отображения.
1.8.3.7.Программное обеспечение АИИС КУЭ должно быть достаточным для выполнения всех функций ИИК, ИВКЭ и ИВК, а также иметь средства организации всех требуемых процессов обработки данных, позволяющие своевременно выполнять все автоматизированные функции во всех регламентированных режимах функционирования.
1.8.3.8.Программное обеспечение АИИС КУЭ должно обладать следующими свойствами:
− функциональная достаточность (полнота);
− надежность (в том числе восстанавливаемость, наличие средств выявления ошибок);
− адаптируемость;
− модифицируемость;
− модульность построения и удобство эксплуатации.
1.8.3.9.Программное обеспечение АИИС КУЭ должно быть преимущественно построено на базе существующих пакетов прикладных программ и других программ, заимствованных из государственных, отраслевых и других фондов алгоритмов и программ.
1.8.3.10.Программное обеспечение АИИС КУЭ должно быть построено таким образом, чтобы отсутствие отдельных данных не сказывалось на выполнении функций, при реализации которых эти данные не используются.
1.8.3.11.Программное обеспечение АИИС КУЭ должно иметь средства контроля на достоверность входной информации.
1.8.3.12.В программном обеспечении АИИС КУЭ должны быть реализованы меры по защите от ошибок при вводе и обработке информации, обеспечивающие заданное качество выполнения функций ИИК, ИВКЭ и ИВК.
1.8.3.13.Общее программное обеспечение АИИС КУЭ должно позволять осуществлять настройку компонентов специального программного обеспечения и дальнейшее развитие программного обеспечения АИИС КУЭ без прерывания процесса его функционирования.
1.8.3.14.Должна быть обеспечена защита сгенерированной и загруженной части программного обеспечения от случайных изменений.
1.8.3.15.Используемое ПО должно базироваться на открытых стандартах.
1.8.3.16.Используемое ПО должно быть масштабируемым.
1.8.3.17.Используемое ПО должно поддерживать как можно больше устройств учёта, сертифицированных на территории РФ.
1.8.3.18.Используемое ПО должно быть адаптировано под требования законодательства РФ.
1.8.3.19.Используемое ПО должно выполнять импорт и экспорт результатов измерений по точкам учета, точкам поставки, группам точек поставки и рассчитанных сальдо-перетоков в xml-файлы. Формирование файлов для экспорта выполняется в соответствии с положениями документа Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности. Экспортировать документы по макетам: 80000, 80020, 80030, 80040, 80050, 51070, 50080, акт учета перетоков (почасовые сальдо-перетоки электрической энергии для всех точек поставки по границе балансовой принадлежности или в сечении учета).
1.8.3.20.Используемое ПО должноопределять величины заявленной, максимальной и присоединенной мощности при передаче электрической энергии. Контроль уровня потребляемой мощности.
1.8.3.21.Используемое ПО должно иметь функции автоматической балансовойдостоверизации и формирования полезного отпуска.
1.8.3.22.Используемое ПО должно иметь функции мониторинга средств измерений, с формированием аварийных событий в режиме реального времени.
1.8.3.23.Программное обеспечение должно использовать несколько алгоритмов автоматического расчета значений поставленной и отпущенной электроэнергии до границы балансовой принадлежности объектов и территорий.
1.8.3.24.Программное обеспечение должноиметь возможность выполнения специфических функций учета для ОРЭМ и РРЭ с формированием консолидированной отчетности по всей сети и расчетом потерь.
1.8.3.25.Программное обеспечение должно поддерживать работу на кластерных платформах, поддерживать на программном уровне функцию резервирования с автоматическим переключением между серверами (в «горячем» режиме).
1.8.3.26.В программном комплексе верхнего уровня должна быть обеспечена интеграция функций расчетного и технического учета. Объединение данных ИИК расчетного и технического учета должно производиться на интерфейсах верхнего уровня.
1.8.3.27.Пользовательский интерфейс АРМов должен поддерживать использование WEB технологий.
1.8.3.28.Системное и специальное программное обеспечение должно иметь возможность работы на современных 64-разрядных многопроцессорных системах.
1.8.3.29.Программное обеспечение ИВК должно иметь русифицированный интерфейс пользователя (включая вспомогательные и сервисные функции).
1.8.3.30.Программное обеспечение должно позволять производить настройку расписания формирования резервных копий (Bakup).
1.8.3.31.Все программы специального программного обеспечения конкретного ИИК должны быть совместимы как между собой, так и с общим программным обеспечением ИВКЭ и ИВК.
1.8.4)Требования к техническому обеспечению
1.8.4.1.Требования к счетчикам электроэнергии.
Технические параметры и метрологические характеристики расчётных электросчётчиковдолжны отвечать требованиям ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классовточности 0,2S» (для реактивной энергии - по ГОСТ Р 52425-2005 «Статические счетчики реактивнойэнергию»). Счетчики должны обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможныперетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны проводить учет активнойи реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности).
Технические характеристики должны соответствовать следующим основным требованиям:
- классы точности используемых измерительных трансформаторов тока –не хуже 0,5S;
- классы точности используемых измерительных трансформаторов напряжения - не хуже 0,5;
- класс точности счетчиков -не хуже 0,5S(в соответствии с Нормами технологическогопроектирования ПС 35-750 кВ СО 153 - 34.20.122-2006);
- 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 интерваломна глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающимитогом за про шедший месяц, а также запрограммированных параметров;
- обеспечивать подключение по одному или нескольким цифровым интерфейсам компонентовАИИС, в том числе для автономного считывания, удалённого доступа и параметрирования (обязательнопри новом строительстве энергообъектов и/или модернизации АИИС);
- наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение даты и времени (точность хода нехуже ± 5.0 секунды в сутки с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающейв составе СОЕВ) (обязательно при новом строительстве и/или модернизации АИИС);
- наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий (обязательнопри 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 (обязательнопри 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 условиямиэксплуатации;
- средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов;
- межповерочный интервал - не менее 8-ми лет.
1.8.4.2.Требования к промконтроллерам (УСПД).
УСПД в комплексе с программным обеспечением должно быть метрологически аттестованодля применения в коммерческих расчетах, иметь соответствующий сертификат Госстандарта РФ ивключено в Госреестр средств измерений РФ.
УСПД должно иметь защиту от несанкционированного доступа как к аппаратной части (разъёмам, функциональным модулям и т.п.), так и к программно-информационному обеспечению (установка паролей).
Функции промконтроллера (в автоматическом режиме):
- сбор результатов измерений от счётчиков по цифровым интерфейсам;
- обработку результатов измерений в соответствии с параметрированиемпромконтроллера;
- предоставление интерфейса доступа к собранной информации;
- синхронизация времени, как в самом промконтроллере, так и в счетчиках электроэнергии, передающихинформацию в данный промконтроллер;
- самодиагностика с фиксацией в «Журнале событий» или на цифровом табло.
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 ивводе пароля, при этом в «Журнале событий» промконтроллера автоматически должно фиксироватьсяэто событие с указанием даты и времени.
При параметрированиипромконтроллера различаются следующие события, подлежащиеобязательной фиксации в «Журнале событий»:
- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительныхтрансформаторов тока и напряжения);
- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированныхзначений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формированиягрупп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования);
- установка текущих значений времени и даты.
Должно быть обеспечено автоматическое ведение «Журнала событий», в котором фиксируютсявремя и даты наступления событий, указанных в настоящих Технических требованиях, а такжеследующие факты:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапускипромконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);
- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;
- отключение питания.
Промконтроллер должен иметь встроенные энергонезависимые часы, обеспечивающие ведениедаты и времени, рекомендуемая точность хода которых не хуже ± 5.0 с/сутки.
Промконтроллер должен обеспечивать автоматическую коррекцию (синхронизацию) времени.
Промконтроллер должен обеспечивать хранение:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждомуканалу 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).
Напряжение питания промконтроллера от сети переменного или постоянного тока должносоставлять 220В с допустимым отклонением напряжения в пределах ± 20%. Промконтроллердолжен иметь резервный источник питания и обеспечивать автоматическое переключение на резервныйисточник питания при исчезновении основного питания и обратно (обязательно при созданииАИИС). Электропотребление промконтроллера, с полным набором электронных модулей, недолжно превышать 100 Вт. Охлаждение промконтроллера должно осуществляться за счет естественнойконвекции. Промконтроллер должен обеспечивать работоспособность в диапазоне температур, в соответствии с условиями эксплуатации.
Промконтроллер должен обеспечивать связь со счетчиком в режиме «прозрачного канала», т.е выполняется удаленное изменение конфигурации прибора учета без перекоммутации интерфейсных кабелей.
Необходимо использовать промконтроллер, выполненный в едином корпусе, обеспечивающемвозможность одностороннего обслуживания и степень защиты не ниже IP 51 (в соответствии сГОСТ 14254). Конструкция промконтроллерадолжна позволять его размещение как на стандартных панелях, так и в специализированныхшкафах (при использовании внешних модемов).
1.8.4.3.Требования к вторичным цепям
- 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.
- Подключение счетчиков электроэнергии (через испытательные коробки) к трансформаторам напряжения следует осуществлять отдельными кабелями, при возможности переключения присоединения к различным секциям или системам шин к каждому трансформатору напряжения должен быть проложен отдельный кабель.
- Допускается применение единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному трансформатору напряжения, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа.
- Испытательные коробки должны быть защищены от несанкционированного доступа.
- Предусмотреть на каждой точке коммерческого учета наличие испытательной коробки, обеспечивающей подключение образцового счетчика электроэнергии без отключения присоединения;
- Должна быть обеспечена возможность пломбирования клеммников вторичных токовых цепей. При невозможности пломбирования клеммников вторичных цепей предусмотреть маркирование знаками визуального контроля вторичных цепей для защиты от несанкционированного доступа.
1.8.4.4.Требования к системе обеспечения единоговремени
- Система обеспечения единого времени (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. 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. Приемник сигналов точного времени, входящий в состав СОЕВ, должен поддерживать работу с двумя стандартами передачи сигналов точного времени – ГЛОНАСС и GPS.
Приемное устройство сигналов точного времени должно обеспечивать возможности работы в качестве NTP сервера для обеспечения сигналами единого времени всех устройств АИИС
- Конкретный тип и количество устройств синхронизации времени (УСВ) определяются на стадии разработки и согласования проектной и рабочей документации на АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго».
- СОЕВ должно функционировать автоматически (без вмешательства человека).
1.8.4.5.Требования к средствам вычислительной техники
Применяемое в АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» серверное оборудование должно соответствовать решаемым задачам и должно быть реализовано на высоконадежной масштабируемой платформе с использованием RAID-массива.
Средства вычислительной техникиАИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должны отвечать требованиям к программно-аппаратным средствам защиты (ГОСТ Р 50739-95), которые должны выполнять:
гарантированное разграничение доступа к информации;
регистрацию событий, имеющих отношение к защите информации;
обеспечение доступа только после предъявления идентификатора и личного пароля;
запрет на несанкционированное изменение конфигурации;
обеспечение сохранности данных АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» при отключении электроэнергии, при выходе из строя отдельных модулей, при авариях на основном оборудовании.
При выборе сервера ИВК должно быть учтено следующее:
− конструкция сервера должна обеспечивать свободный доступ ко всем составным частям сервера и быстроту их замены;
− производительность поддерживаемых процессоров должна быть не менее требуемой поставщиком ПО OC Windows;
− для обеспечения возможности модернизации и наращивания функциональных возможностей сервер должен поддерживать установку второго процессора и дополнительных модулей памяти, «жестких» дисков, сетевых адаптеров;
− для обеспечения требуемого уровня надежности сервер должен поддерживать установку RAID массивов, дополнительных вентиляторов охлаждения, блоков питания с возможностью их «горячей» замены.
В качестве вычислительной техники следует использовать современные 64разрядные многопроцессорные системы, обеспечивающие масштабируемость, полноту и высокую скорость обработки данных.
В качестве АРМ пользователей информации АИИС КУЭ следует использовать сертифицированные ПК с предустановленной лицензионной ОС "MS Windows7" или более высокой (современной) версии.
1.8.5)Требования к метрологическому обеспечению системы
Метрологическое обеспечение АИИС в соответствии с ГОСТ Р 8.596 и требованиями Федерального закона РФ от 26.06.2008 г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»должно включать в себя следующее:
- метрологическую экспертизу технической документации на АИИС КУЭ
- разработку и аттестацию МВИ электроэнергии (мощности) и МВИ других физических величин, связанных с измерениями при коммерческом учете;
- утверждение типа и испытания АИИС с целью утверждения типа в соответствии с МИ 2441;
- поверку АИИС (в состав поверки не входят работы по поверке ТТ и ТН, средств измерений);
- метрологический надзор за состоянием, применением и эксплуатацией средств измерений (учета) и АИИС в целом;
- метрологический надзор за аттестованными МВИ, соблюдением метрологических правил инорм.
Средствами измерений, на которые распространяются требования, указанные в п.2.5. Приложения №11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта ОР, являются: АИИС, измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики коммерческого учета электроэнергии, информационно-измерительные комплексы электроустановок и система обеспечения единого времени.
Поверка производится в соответствии с нормативными документами, утверждаемыми по результатамиспытаний по утверждению типа средства измерений.
До момента ввода АИИС в постоянную эксплуатацию должна быть проведена метрологическаяповерка агрегатных элементов измерительного тракта (измерительные трансформаторы тока инапряжения, счетчики, а также промышленный контроллер, если он осуществляет функцию синхронизациивремени), что должно быть подтверждено свидетельством о поверке. Поверка производитсяв соответствии с Приказом Госстандарта Российской Федерации от 18 июля 1994 года №125.
До сдачи АИИС КУЭ в постоянную эксплуатацию должны быть проведены испытания АИИС КУЭ в целях утверждения типа и разработана и аттестована в установленном порядке методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ. Испытания АИИС КУЭ в целях утверждения типа должны проводиться в соответствии с ПР 50.2.104-09, разработку и аттестацию методики измерений необходимо проводить в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Аттестованная методика измерений должна быть зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Федеральном реестре методик измерений).
Необходимо учитывать следующие составляющие суммарной погрешности измерений электроэнергии:
токовая погрешность трансформатора тока по ГОСТ 7746-2001;
погрешность напряжения трансформатора напряжения по ГОСТ 1983-2001;
основную погрешность счетчика по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005-94;
погрешность трансформаторной схемы включения счетчика за счет угловых погрешностей трансформатора тока, трансформатора напряжения и коэффициента мощности;
дополнительные погрешности счетчика электроэнергии от влияния внешних величин;
погрешность из-за потери (падения) напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения в соответствии с ПУЭ, Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. – М.: СПО Союзтехэнерго,1979;
погрешность синхронизации при измерении текущего календарного времени в соответствии с технической документацией на компоненты АИИС, выполняющих функции по синхронизации времени и предназначенных для проведения измерений.
Нормы относительной погрешности измерения (активная мощность) по каждому измерительному комплексу, для значений в интервале cos φ=0,81 не должны превышать:
для области нагрузок до 2%1 (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок (2-20% включительно) не хуже 2,9%;
для диапазона нагрузок 20-120% не хуже 1,7%.
Нормы относительной погрешности измерения (активная мощность) по каждому измерительному комплексу, для значений в интервале cos φ=0,50,8 (включительно) не должны превышать:
для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок (2-20% включительно) не хуже 5,5%;
для диапазона нагрузок 20-120% не хуже 3,0%.
Необходимо включить паспорта протоколы в соответствии с «Типовой инструкцией по учёту электроэнергии при производстве, распределении и потреблении» в число документов, предоставляемых для выполнения метрологических процедур (утверждение типа, разработка и аттестация МВИ).
1.8.6) Требования к организационно-методическому обеспечению
1.8.6.1.Организационно-методическая документация наАИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» формируется из организационно-методической документации на измерительно-информационный и информационно-вычислительный комплексы, в соответствии с ГОСТ 34.201-89.
1.8.6.2.Организационное обеспечение АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должно быть достаточным для эффективного выполнения персоналом системы возложенных на него обязанностей при осуществлении автоматизированных и связанных с ними неавтоматизированных функций.
1.8.6.3.Организационная структура АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго» должна позволять выполнять все функции системы с учетом их распределения по уровням управления.
1.8.6.4.В соответствии с ГОСТ 24.209-80 должны быть разработаны инструкции по эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Янтарьэнерго», которые должны определять действия персонала системы, необходимые для выполнения автоматизированных функций, с учетом заданных требований по безошибочности и быстродействию реализации персоналом системы своих функциональных обязанностей.
|
