Приказ от 17 апреля 2000 года n 32/28/28/276/75/54 Об утверждении Концепции построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка
| Вид материала | Документы |
- План занятий третьего года обучения, по специальности «Программное обеспечение вычислительной, 103.35kb.
- Научно-исследовательская работа по созданию современных средств учета электроэнергии;, 265.72kb.
- 1. Монтаж автоматизированных систем учета электроэнергии на подстанциях (далее пс), 134.45kb.
- Направление 090305 «Информационная безопасность автоматизированных систем» Информационная, 17.19kb.
- Приказ об утверждении Методических рекомендаций по переходу от Национальных стандартов, 608.49kb.
- Рабочая программа по дисциплине Архитектура вычислительных систем Для специальности, 122.63kb.
- Рабочая программа дисциплины «теория информационных процессов и систем» опд., 202.34kb.
- Рабочая программа по дисциплине "Вычислительная математика" для специальности 230105, 201.66kb.
- Основы построения автоматизированных систем иерархически-взаимосвязанного управления, 455.86kb.
- Основы построения автоматизированных систем иерархически-взаимосвязанного управления, 455.78kb.
5. Требования к аппаратным и программным средствам на равные ЛУО и ЦУЗД
5.1. Аппаратные средства должны базироваться на вычислительных средствах общего назначения повышенной надежности под управлением стандартных операционных систем.
5.2. Программное обеспечение, которое применяется на уровнях ЛУО, РУЗД и ЦУЗД, должно быть сертифицировано по месту применения.
5.3. Протоколы и даны для обмена информацией между ЛУО и ЦУЗД должны отвечать требованиям к архитектуре открытых систем.
5.4. ЛУО и ЦУЗД должны обеспечивать индикацию необходимых параметров и параметрування.
5.5. ЛУО должно иметь не меньше двух независимых интерфейсных выходов для организации связи с оборудованием верхнего уровня.
5.6. Программные и аппаратные средства на равные ЛУО и ЦУЗД должны обеспечивать:
- проверку достоверности (верификацию) данных с формированием признаков качества данных;
- передачу данных с признаком качества, иногда и датой, которым они отвечают;
- часовую синхронизацию с оборудованием на объектах учета;
- гибкое конфигурирование и настройку функций пользователем;
- индикацию внештатных ситуаций;
- идентификацию и хранение с фиксацией дать и времени возникновения всех событий, связанных со внештатными изменениями внешней (прерывание подачи питания, отсутствие связи со внешней средой, попытки несанкционированного доступа) и внутренней (ошибки в работе, нарушения целостности данных, исключительные ситуации при обработке данных) среды программных и аппаратных средств (данные, которые изменили свои качества под воздействием таких событий, должны быть обозначенные соответствующей отметкой).
5.6.1. Программные и аппаратные средства системы учета энергии с электронными платежными средствами должны дополнительно обеспечивать:
- программирование электронных платежных средств с идентификационными кодами ЛЧ и пользователя;
- запись на электронное платежное средство тарифного расписания и действующих тарифов;
- ведение базы данных эмитированных электронных платежных средств;
- формирования перечня ЕПЗ, которые изъяты с обращения;
- снятие данных с электронных платежных средств.
5.7. ЛУО и ЦУЗД должны иметь возможность установления индивидуального идентификационного кода.
5.8. Одним из основных компонентов программных средств должна быть информационная база данных (ІБД). Она должна строиться на основании стандартной реляционной системы управления базами данных.
5.9. Логическая структура ІБД должна содержать такие разделения:
- массив неразработанных данных;
- массив данных ручного ввода и расчетных величин;
- массив отчетных данных;
- массив нормативно-справочной информации.
5.10. В массиве неразработанных данных хранится исходная информация, которая собирается с объектов учета программой автоматического и ручного сбора данных. Эти данные не могут быть изменены, возможно только занесение этих данных в архив и удаление с ІБД после окончания срока сохранения. При необходимости эти данные должны загружаться в ІБД с архива.
5.11. Процедура хранения данных и их следующее восстановление с архива должны целиком исключать возможность изменения по сравнению с оригиналом, а также обеспечить их резервирование.
5.12. Все субъекты АСКОЕ могут иметь регламентированный доступ к неразработанным данным только для чтения.
5.13. Массив данных ручного ввода и расчетных величин служит для сохранения информации, которое вводится оператором системы учета вручную или рассчитывается на основании неразработанных данных и данных ручного ввода.
5.14. Массив отчетных данных служит для упорядочения необходимых исходных документов. Информация, сбереженная в этом массиве, делится на оперативную отчетную информацию и согласованную отчетную информацию.
Оперативная отчетная информация формируется на основании массива неразработанных данных и массива данных ручного ввода и расчетных величин. Эта информация используется для оперативных отчетов и предыдущих расчетов между субъектами АСКОЕ. Все субъекты АСКОЕ могут иметь регламентированный доступ к ней только для чтения.
Согласованная отчетная информация формируется на основании массива неразработанных данных и согласованной отчетной информации, введенной вручную. Согласование должно происходить относительно разработанной процедуры, со всеми необходимыми субъектами АСКОЕ. Результаты согласования должны вводиться в ІБД. Все субъекты АСКОЕ могут иметь регламентированный доступ к ней только для чтения.
5.15. Массив нормативно-справочной информации содержит необходимую для нормального функционирования системы учета информацию. Ввод ее осуществляется в соответствии со специальной процедурой с фиксацией выполняемых действий. Все субъекты АСКОЕ могут иметь регламентированный доступ к ней только на чтение.
5.16. Срок сохранения информации ІБД должен определяться нормативным документом и обеспечивать проведение расчетов, разрешение противоречивых вопросов, выполнение функций перспективного планирования и прогнозирования, а также статистической отчетности.
6. Требования к каналам и протоколам связи между ПО, ЛУО и ЦУЗД
6.1. В цифровых каналах и каналах тональной частоты для связи между ПО, ЛУО и ЦУЗД должна использоваться каналоутворююча аппаратура, которая отвечает требованиям Международного консультативного комитета по телефонії и телеграфии (МККТТ).
6.2. Протоколы, которые используются для передачи данных, должны обеспечивать надежную и достоверную работу АСКОЕ.
6.3. Для связи между ЛУО и ЦУЗД необходимо использовать существующие и создавать новые сети передачи данных, построенные в соответствии с действующими стандартами.
7. Требования к электронному платежному средству
7.1. В качестве электронного платежного средства могут использоваться карточки пластиковые с электронным модулем (ЕК), которые отвечают ДСТУ 3617-97 (ISO 7816), или другие носители информации.
7.2. ЕК должны обеспечивать выполнение системостворюючих функций - обмен информацией между ППЗ и другими объектами системы учета электроэнергии.
7.3. В процессе обмена со внешними устройствами ЕК должны контролировать целостность и достоверность информации и обеспечивать ее защиту от несанкционированного доступа и модификации.
7.4. ЕК многократного использования должна иметь энергонезависимый память с количеством циклов перезаписи не меньше 100000.
7.5. Объем памяти ЕК одноразовой карточки должен быть достаточным для переноса платежной информации в ППЗ.
7.6. Объем памяти ЕК многократной карточки должен быть достаточным для сохранения идентификационных кодов, переноса платежной информации в ППЗ, переноса основной информации с показателей энергопотребления с ППЗ в ОСД.
7.7. Объем энергонезависимый памяти мікропроцесорної ЕК должен быть достаточным для сохранения такой информации:
- идентификационная информация (идентификаторы поставщика электроэнергии, плательщика, ППЗ и самой ЕК);
- платежная информация (дата, время, сумма последнего платежа; идентификатор платежного терминала; данные о предыдущих платежах);
- управляющая информация, которая передается с системы учета в ППЗ и пункт приема платежей (льготы и субсидии плательщика, тарифы; параметры ППЗ);
- учетная информация, которая передается с ППЗ в систему учета (дані о потреблении электроэнергии; изменение параметров ППЗ; ввод и чтение данных с ППЗ; техническое состояние ППЗ; попытки несанкционированного доступа).
Сроки и определения
| Срок | Условное обозначение | Определение |
| Трансформатор тока | ТС | Средство измерения, которое осуществляет масштабное измерительное превращение тока для дальнейшего измерения. |
| Трансформатор напряжения | ТН | Средство измерения, которое осуществляет масштабное измерительное превращение напряжения для дальнейшего измерения. |
| Счетчик электрической энергии | ЛЧ | Средство измерения, которое осуществляет непосредственное измерение и учет электрической энергии. |
| Прибор учета (ПО) | ПО | Средство измерения, которое собирает и обрабатывает измерительную информацию с нескольких счетчиков электрической энергии. Обеспечивает учет электрической энергии за различные интервалы времени. |
| Оборудование сбора и обработки данных | УЗД | Вычислительная система, которая собирает, обрабатывает и накапливает данные о параметрах потоков электроэнергии и мощности. Имеет три уровня: ЛУО (локальное оборудование сбора и обработки данных, которое отвечает уровню субъекта энергорынка); РУЗД и ЦУЗД (соответственно региональное и центральное оборудование сбора и обработки данных). |
| Точка учета | | Точка электрической сети, которая отвечает месту установления счетчика электрической энергии. |
| Объект учета | ОО | Совокупность точек учета, объединенных посредством ПО по технологическому/территориальному признаку (станция, промышленное предприятие и тому подобное). |
| Коммерческий расчетный учет | КО | Учет количественных характеристик потоков энергии, который принимается за основание для финансовых расчетов между продавцом и покупателем энергии. |
| Правила коммерческого учета | ПКО | Совокупность требований к организации КО, доформування и использование информации, которое регламентирует права и обязанности участников КО. |
| Канал передачи данных | КПД | Комплекс технических и программных средств, которые обеспечивают передачу цифровой информации различными средами: - оптоволокна - витая пара - телефонная/телеграфная сеть - радио - распределительные сети 0.4 35 кВ. Условно они поделились на: - низькошвидкісні 50 1200 бод. - средньошвидкісні 1200 9600 бод. - высокоскоростные выше 9600 бод. |
| Учетный период | ОП | Интервал времени, за который фиксируется значение параметра. |
| Качество измерительной информации (данных) | | Характеристика измерительной информации, которая определяется уровнем таких ее параметров как точность, достоверность, одновременность. |
| Маркирование качества измерительной информации (данных) | | Дополнение измерительной информации признаками, которые характеризуют качество информации (данных). |
| Маневренная нагрузка | МН | Нагрузка потребителей электрической энергии, которая может быть отключено или включено, уменьшено или увеличено за счет технологических возможностей потребителей электрической энергии. |
| Верификация | | Комплекс процедур проверки точности и достоверности информации (данных). |
| Преобразователь импульсов | ПИ | Техническое средство, которое обеспечивает превращение количества оборотов диска ЛЧ в импульсный сигнал. |
| Первичные данные | - | Данные, которые формируют ЛЧ и ПИ. |
| Измерительный преобразователь | ВП | Средство измерения, которое выполняет непосредственное измерение электрической энергии. |
| Устройство с электронным платежным средством | ППЗ | Техническое средство, которое осуществляет прием платежных данных с электронного платежного средства, ведение платежного баланса, запись показателей энергопотребления на электронный носитель и управление нагрузкой. |
| Оборудование сбора и обработки данных | УЗД | АСКОЕ для быта и сферы услуг имеет два уровня: ЛУО и ЦУЗД. |
| Цифровой измерительный канал учета | ЦВКО | Комплекс технических и программных средств, который обеспечивает измерение, передачу и обработку данных учета в АСКОЕ с использованием электронных платежных средств. |
| Пластиковая карточка с электронным модулем | ЕК | Носитель цифровой информации, выполненный на базе электронных чипа-модулей. |
КОРОТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕКОТОРЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ (НД)
| N п/п | Наименование НД | Основное содержание требований | Классы требований | |
| Структурные | Тех- ночь- нет* | |||
| 1. | Правила устройства электроустановок (ПУЭ) / Минэнерго СССР. М.: Энергоатомиздат, 1986. 640 с. | Раздел 1.5. Учет электроэнергии. Общие требования и определения. Пункты установления средств учета электроэнергии. При наличии двух или больше пунктов учета является необходимое применения автоматизированных систем учета электроэнергии. • Требования к расчетным счетчикам. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии: • генераторы мощностью больше 50 МВт, міжсистемні линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ·А и больше - 0.5; • генераторы мощностью 12 50 МВт, міжсистемні линии электропередачи 110 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 40 МВ·А - 1.0; • другие объекты учета - 2.0. Учет с применением измерительных трансформаторов. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не большим за 0.5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1.0 для ввімкнення расчетных счетчиков класса точности 2.0. | Требования к функциям Требования к метрологическим характеристикам | КР, ПР, МП, ЕС |
| Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должно превышать номинальных значений. Падения напряжения на вторичных обмотках трансформаторов напряжения не должно превышать номинальных значений. | Требования к качественным характеристикам | |||
| Глава 1.6. Измерение электрических величин. Общие требования. Измерение тока. Измерение напряжения. Измерение мощности. | Требования к качественным и метрологическим характеристикам | |||
| 2. | Правила пользования электрической энергией. НКРЕ Украины. Киев. 1996 | Раздел 2. Технические условия на подключение электроустановок потребителей. В технических условиях указываются требования к учету электроэнергии. Пользование электрической энергией осуществляется на основании договора. Раздел 4. Взаимоотношения сторон при эксплуатации электроустановок. С целью обеспечения надежной, экономической и безопасной эксплуатации электроустановок потребитель обязан обеспечивать необходимый учет электроэнергии и мощности в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЕ). Потребитель оперативно извещает енергонагляд о нарушении схемы учета электроэнергии, неисправности в работе расчетных систем и приборов учета. Потребитель обязан обеспечить беспрепятственный доступ персонала енергонагляду к приборам учета электроэнергии. Раздел 5. Установление и эксплуатация технических средств учета и управления електроспоживанням. Электроустановки потребителей электроэнергии должны быть оснащенными необходимыми приборами учета электроэнергии для расчетов за потребленную электроэнергию в соответствии с требованиями ПУЕ. Присоединение к сетям електропостачальної организации электроустановок, которые не имеют расчетных средств учета, запрещается. Для расчетов применяются приборы, дифференцированного за периодами времени, учета электроэнергии и приборы однотарифного учета. Места установления расчетных средств учета определяются в соответствии с ПУЕ. Учет электроэнергии осуществляется в соответствии с действующей тарифной системой расчетов. Средства и системы расчетного учета должны быть аттестованы. | Требования к функциям Требования к качественным характеристикам Требования к функциям и качественным характеристикам | КР, ПР, ЕС, МП, МА |
| 3. | Тарифы на электрическую энергию. Минэнерго Украины. 1991 г. (вместо прейскуранта N 09-01) | Раздел 2. Виды тарифов и группы потребителей. Одноставочні тарифы. Двоставочні тарифы. Дифференцированных за зонами суток тарифы. Все потребители поделились на 9 тарифных групп. Виды тарифов по группам потребителей. | Требования к функциям и качественным характеристикам | КР, ПР, МА, ЕС |
| 4. | Методика установления одноставочних тарифов, дифференцированных за периодами времени. Минэнерго Украины. 1994 г. | Одноставочні тарифы, дифференцированные за периодами времени, могут быть установлены для всех тарифных групп. Все расчеты осуществляются измерительной системой с применением специального программного обеспечения. Классификация графиков нагрузки. | Требования к функциям и качественным характеристикам | ПР, МА, ЕС |
| 5. | Типовая программа, Львов, 1990 г. | Программа метрологической аттестации измерительных каналов Информационно-измерительной системы (ІВС) контроля, учета и управления електроспоживанням. | Требования к функциям и метрологическим характеристикам | МА |
| 6. | МЫ 8.221-90 Методические указания. Львов, 1990 г. | Повірка измерительных каналов ІВС контроля, учета и управления електроспоживанням. | То же самое | То же самое |
| 7. | ГОСТ 8.259-77 | Счетчики электрической активной и реактивной энергии индукционные. Методы и средства повірки. | То же самое | То же самое |
| 8. | ГОСТ 6570-75 | Счетчики электрической активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия. | То же самое | То же самое |
| 9. | ГОСТ 7746-89 (МЭК 185) | Трансформаторы тока. Общие технические условия. | То же самое | То же самое |
| 10. | ГОСТ 1983-89 (МЭК 186) | Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. | То же самое | То же самое |
| 11. | ГОСТ 26035-83 | Счетчики электрической энергии переменного тока, электронные. Общие технические условия. | То же самое | То же самое |
| 12. | ГОСТ 8.216-88 | Трансформаторы напряжения. Методика повірки. | То же самое | То же самое |
| 13. | ГОСТ 8.217-87 | Трансформаторы тока. Методика повірки. | То же самое | То же самое |
| 14. | ДСТУ 2708-94 | Повірка средств измерений. Организация и порядок проведения. | То же самое | То же самое |
| 15. | ГОСТ 8.438-81 | Системы информационно-измерительные. Повирка. Общие положения. | То же самое | То же самое |
| 16. | МЫ 162-78 | Системы информационно-измерительные. Организация и порядок проведения метрологической аттестации. | То же самое | То же самое |
| 17. | РД 34.11.325-90 | Методические указания относительно определения погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении. | То же самое | То же самое |
____________
* По содержанию анализ НД отвечает общему направлению разработанной Концепции использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине. На основании содержательного критерия оценки НД, в первую очередь, осуществлен ее отбор и формальная структуризация основных требований. Полнота анализа НД обеспечивается его проведением с позиции нормативно-технического обеспечения последовательности этапов систематології создания средств и систем измерения, которые составляют классы требований к: конструирование (КР); технологии изготовления (ТВ); проектных работ (ПР); монтажа и пусконалагодження (МП); государственных приемных испытаний, повірки и государственной метрологической аттестации (МА); эксплуатации (ЕС).
Основные использованные документы
1. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
2. Правила пользования электрической энергией. - НКРЕ Украины. - Киев. - 1996.
3. РД 34.11.325-90. Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении.
4. МЫ 1317-86. Методические указания. ГСИ. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров.
5. ГОСТ 7746-89. Трансформаторы тока. ТУ.
6. ГОСТ 1983-89. Трансформаторы напряжения. ТУ.
7. ГОСТ 6570-96. Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. ТУ.
8. ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. ТУ.
9. ІЕС 60044-1. Трансформаторы измерительные. Часть 1: Трансформаторы тока. 1996.
10. ІЕС 60044-2. Трансформаторы измерительные. Часть 2: Индуктивные трансформаторы напряжения. 1997.
11. Временная инструкция по учету электроэнергии / Минэнерго Украины, Киев, 1995.
12. МДУ 002/08-2000. Трансформаторы напряжения. Программа и методика государственной метрологической аттестации / УкрЦСМ, Киев, 2000.
13. Реформирование сектора энергетики Украины. Энергоучет и системы связи. Первоначальный отчет по требованиям, предъявляемым к энергоучету. Окончательный вариант. К.: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZN, ТЕБОДИН. 1995. - 29 с.
14. Реформирование сектора энергетики Украины. Процедура верификации. Проект. К.: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZN, ТЕБОДИН. 1995. - 35 с.
15. Реформирование сектора энергетики Украины. Энергоучет и системы связи. Энергоучет и системы связи на промежуточный период. Киев: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZN, ТЕБОДИН. 1995. - 57 с.
16. Энергоучет и системы связи на долгосрочный период. Проект заключительного отчета. Подготовлен компаниями: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, ПАУЕР ПРОДЖЕКТС, (UNA, EZN), ТЕБОДИН, Киев, 1996 г.
17. Концепция использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине. Этапы I и II: УкрНТИ, Госрегистрация N 01960022544, інв. N 0297ИОО1589, Киев, 1996 г.
18. Концепция использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине. Этапы III и IV: УкрНТИ, Госрегистрация N 01960022544, інв. N 0297ИОО1589, Киев, 1997 г.
____________