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.
МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ
НАЦИОНАЛЬНАЯ КОМИССИЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ УКРАИНЫ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ УКРАИНЫ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СТРОИТЕЛЬСТВА, АРХИТЕКТУРЫ И ЖИЛИЩНОЙ ПОЛИТИКИ УКРАИНЫ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПРОМЫШЛЕННОЙ ПОЛИТИКИ УКРАИНЫ
ПРИКАЗ
от 17 апреля 2000 года N 32/28/28/276/75/54
Об утверждении Концепции построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка
С целью повышения точности и прозрачности учета электрической энергии, создания условий для получения достоверного баланса электрической энергии и постепенного перехода к автоматизированным расчетам между производителями, транспортировщиками, продавцами и покупателями электрической энергии приказываем:
1. Утвердить Концепцию построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка, которая прибавляется.
2. Заместителю Министра топлива и энергетики Кривицькому В. Во. в десятидневный срок обеспечить доведение к известная министерств, других центральных органов исполнительной власти, Совета министров Автономной Республики Крым, областных, Киевской и Севастопольской городских государственных администраций о вводе в действие Концепции построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка.
3. Контроль за выполнением этого приказа положить на заместителей министров и председателей комитетов за направлениями деятельности.
| Министр топлива и энергетики | С. Б. Туловище |
| Председатель НКРЕ | О. И. Гридасов |
| Председатель Держкоменергозбереження | В. Т. Меркушов |
| Председатель Госстандарта | П. С. Кабан |
| Председатель Держбуду | В. М. Гусаков |
| Председатель Держпромполитики | В. С. Новицький |
| УТВЕРЖДЕНО приказом Минпаливенерго, НКРЕ, Держкоменергозбереження, Госстандарта, Держбуду, Держпромполитики от 17 апреля 2000 г. N 32/28/28/276/75/54 |
| ОДОБРЕНО Государственной межведомственной комиссией по производству и внедрению приборов учета потребления топливно-энергетических ресурсов 11 апреля 2000 г. |
КОНЦЕПЦИЯ
построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка
Часть 1
Концептуальные положения построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка
ПРЕДИСЛОВИЕ
В связи с переходом экономики страны на рыночные условия работы важного значения приобретают вопрос достоверного учета электроэнергии на всех участках и уровнях ее производства, передачи и потребление.
До последнего времени в Украине отсутствовали предприятия с производства необходимого спектра измерительной техники, средств сбора, передачи и обработки информации. Отсутствует также нормативная база и концепция создания отмеченных устройств. В это время много предприятий страны и зарубежных фирм предлагают приборы различных типов и уровней и информационно-измерительные системы. Поэтому было принято решение о разработке отраслевой программы и концепции развития автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка.
Этот документ является итоговым в работе "Концепция использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине". При проведении исследований использовались документы [1 - 16], а результаты исследований приведены в отчетах об отмеченную работе [17, 18].
В разделе 1 приведенная оценка существующей системы учета в соответствии с критериями, определенными в разделе 2.
В разделе 2 изложенные основные принципы построения системы учета электрической энергии в условиях энергорынка, установленные в результате анализа методов формирования измерительной информации, изучение опыта западных стран, рекомендаций зарубежных экспертов.
Раздел 3 содержит информацию о мерах относительно реорганизации системы учета в соответствии с принципами, изложенными в разделе 2. Приведенные технические требования к оборудованию сбора и обработки данных различных уровней.
В разделе 4 указанная очередность проведения мероприятий и приведенный перечень вопросов, которые нуждаются в разрешении при разработке нормативных документов.
Использование положений, изложенных в Концепции, должно повысить эффективность учета электрической энергии и содействовать упорядоченности функционирования энергорынка Украины.
ВВЕДЕНИЕ
Создание Оптового рынка электрической энергии, которое состоит из независимых акционерных компаний (государственные электрические компании и государственные акционерные электрические компании), независимого регулирующего органа (Национальная комиссия по вопросам регулирования электроэнергетики Украины (НКРЕ), и, собственно, Энергорынка - государственного предприятия, которое осуществляет руководство Оптовым рынком электрической энергии, обостряет внимание на почасовом учете электрической энергии, необходимом для деятельности Оптового рынка электрической энергии (почасовые оптовые тарифы реального времени).
Поскольку стоимость электрической энергии зависит от затрат на ее производство и передачу, момента спроса (поры года, дней недели и часа суток), величины заявленной мощности и времени потребления мощности, то себестоимость ее является различной для каждого часа года. Поэтому переход к тарифам реального времени позволяет выйти на действительную цену электрической энергии и оптимизировать производство, поставку и потребление электрической энергии. Это возможно только при усовершенствовании существующей системы учета.
Эффективность применения тарифов реального времени в значительной степени зависит от соблюдения определенных условий, важнейшие среди которых следующие:
• в энергорынке функционирует автоматизированная система управления реального времени (в минимальном варианте должна действовать распределительная в пространстве энергорынка автоматизированная система коммерческого учета и контроля производства, поставка и потребление электрической энергии, которая функционирует в реальном масштабе времени);
• автоматизированные взаиморасчеты между участниками энергорынка.
Поскольку Энергорынок отвечает за соблюдение Правил коммерческого учета (КО), то должен быть определенная совокупность требований к организации КО, к формированию и использованию информации, что регламентируют права и обязанности участников КО. Энергорынок также соучаствует у реализации порядка и стандартов коммерческого учета, улаживании спорных вопросов по поводу ошибок, которые возникают в системе коммерческого учета, обеспечении, установлении, проверке и техническом обслуживании оборудования.
В связи с этим работа энергетической отрасли в условиях функционирования энергорынка выдвигает повышенные требования к системе учета, а именно, до уровня ее автоматизации, точности, надежности и целостности.
Точность и достоверность системы учета, в первую очередь, определяется средствами информационно-измерительной техники, которые применяются, а также принципами их использования.
Основными показателями, которые характеризуют эффективность использования информационно-измерительной техники в системе учета, есть:
| точность | представление измерительной информации; |
| достоверность | представление измерительной информации. В дополнение к классическому подходу и в соответствии с объектом, который рассматривается, процесс получения достоверной информации должен быть автоматизирован и может быть простой регистрацией данных со счетчиков электроэнергии в течение всего времени учета к полностью автоматизированному процессу регистрации этих данных с их полным дублированием и обязательной верификацией; |
| одновременность | представление измерительной информации. Под одновременностью представления измерительной информации мается на внимании синхронність выполнения измерений в точках учета, нарушение которой приводит к возникновению погрешности розсинхронізації, которая влияет на результаты измерения. |
Отмеченные показатели определяются в системе учета принципами организации измерений, качеством систем учета и связи.
Одной из целей совершенствования системы учета электроэнергии следует считать создание условий для получения по результатам измерений как можно более достоверного баланса производства, передачи, распределения и потребления электрической мощности или энергии в пределах государства, а также показателей качества электрической энергии, которое потребляется потребителями в расчетных точках учета.
При этом техническая среда, которая реализует выше указанные функции, должно обеспечить возможность выполнения целостной системой функции управления режимами електроспоживання, включая режимные мероприятия на потребителей электроэнергии при нарушении договорных обязательств. А также фиксацию фактов режимных мероприятий на потребителей (покупателей) электроэнергии, которые могут привести к материальным убыткам потребителей (покупателей).
В это время статьи отмеченного баланса, которое складывается на основании данных учета электроэнергии, существенно искривленные через различные погрешности измерения приборов учета, которые установлены на различных уровнях рынка электрической энергии Украины, а также в результате несинхронності считывания информации со счетчиков. Эти обстоятельства, в свою очередь, вызывают необходимость относить все небаланси, что возникают, к потерям электрической мощности или энергии, что не позволяет объективно оценивать уровень технически неминуемых потерь в сетях и преобразователях.
1. Текущее состояние системы учета
1.1. Точность измерений и средства измерений, которые используются на различных уровнях системы учета
1.1.1. С результатов исследования систем учета электроэнергии в Украине вытекает, что значительное количество точек учета оснащено различными за типом и классами точности средствами измерений, более 50 % которых устарели морально и физически.
1.1.2. Парк счетчиков электрической энергии (ЛЧ) требует замены, поскольку, около половины ЛЧ эксплуатируются больше 20 лет. Большинство из них - индукционные однотарифні ЛЧ старой конструкции.
1.1.3. Во многих точках учета нарушены условия эксплуатации измерительных схем: превышаются потери напряжения в измерительных схемах, не выполняются требования к вторичным нагрузкам трансформаторов тока (ТС) и трансформаторам напряжения (ТН), нарушаются условия эксплуатации ЛЧ, к средствам учета не применяется повірка в соответствии с установленными міжповірочних интервалами.
1.1.4. Процентное распределение ЛЧ активной энергии в зависимости от класса точности по различным уровням системы учета для генерации межгосударственного и міжсистемних перетекания приведено в табл. 1.
Таблица 1*
| Номер уровня системы учета** | Мощности объектов контроля, МВА | Всего счетчиков, % | Распределение счетчиков активной энергии в зависимости от класса точности, % от общего количества счетчиков | ||||
| кл. 2.0 | кл. 1.0 | кл. 0.7 | кл. 0.5 | кл. 0.2 | |||
| 1 | S 1000 | 100 | - | 12 | 4 | 54 | 30 |
| 2 | 300 S < 1000 | ||||||
| 3 | 100 S < 300 | ||||||
| 4 | 50 S < 100 | 100 | 3 | 29 | 11 | 33 | 24 |
| 5 | 10 S < 50 | ||||||
| 6 | 3 S < 10 | 100 | 14 | 71 | 7 | 8 | - |
| 7 | 0.75 S < 3 | 100 | 35 | 60 | 5 | - | - |
| 8 | S < 0.75 | 100 | 54 | 46 | - | - | - |
| В целом по рассмотренному множеству | 100 | 13 | 34 | 7 | 28 | 18 | |
____________
* Таблица построена по результатам обработки информации, которая содержится в дополнениях 3, 6, 7, 8 Отчета по этапам I и II.
** Уровни 1, 2, 3, 4, 5 относятся к оптовому энергорынку. Уровни 5, 6, 7, 8 относятся к розничному энергорынку.
1.1.5. В 40 % точек учета, где требуется дублирование основных измерительных функций, отсутствуют дублирующие счетчики.
1.1.6. В это время все измерительные схемы содержат ТС и ТН, различные за типом, но имеют одинаковый и в большинстве случаев недостаточный для уровней 1...4 (Табл. 1) класс точности 0.5.
1.1.7. Большое количество измерительных схем работает в условиях значительного снижения (меньше 20 % от номинального значения) измеряемой мощности, которое приводит к резкому росту погрешности измерений. На уровнях 5...8 во многих точках учета наблюдается снижение мощности ниже 5 % от номинальной, являющейся недопустимым с точки зрения обеспечения приемлемой точности измерений.
1.1.8. Верификация осуществляется не во всех измерительных схемах, а если и применяется, то только вручную.
1.1.9. Существующие подходы к автоматизации учета энергии основываются на несистематизированных требованиях.
1.1.10. В это время Энергорынок работает, применяя средства телемеханика, при этом средняя результуюча погрешность достигает 15 %.
1.1.11. Существующие измерительные схемы на уровнях 5...8 не отвечают современным требованиям тарифной системы (учет за зонами суток, контроль, управление нагрузкой).
2. Принципы построения системы учета электрической энергии в условиях энергорынка
2.1. Общие принципы организации измерений
2.1.1. Система коммерческого учета - это система реального времени, которая получает информацию от счетчиков электрической энергии, но осуществляет ее автоматическую обработку с целью оперативного информирования субъектов энергорынка об интегральных расходах электроэнергии и мощности (рисунок 1).
Рисунок 1. Структурная схема многоуровневой системы учета.
| ТС | - трансформаторы тока; |
| ТН | - трансформатор напряжения; |
| ВП | - измеритель параметров качества электроэнергии; |
| МН | - маневренная нагрузка; |
| ЛЧО | - счетчик электроэнергии (основной счетчик); |
| ЛЧД | - счетчик электроэнергии (дублирующий счетчик); |
| ПО | - прибор учета - измерительный компонент ЛУО; |
| ЛУО | - локальное оборудование учета электроэнергии; |
| РУЗД | - региональное оборудование сбора данных; |
| ЦУЗД | - центральное оборудование сбора данных. |
2.1.2. Точность измерительной информации системы учета определяется погрешностями измерений в точках учета различных уровней, синхронизацией проведения измерений, а также погрешностями обработки результатов измерений.
2.1.3. Допустимые погрешности измерений на различных уровнях системы учета, в зависимости от измеряемой мощности, должны быть согласованы между собой в соответствии с формулой:
| | (1) |
где,, Pi, Pj - относительные погрешности измерений и измеряемые мощности на и-тома и j-тому уровнях системы учета, соответственно.
Повышение точности измерений системы учета может быть достигнуто только пропорциональным согласно формуле (1) повышением точности измерений на всех ее уровнях.
Повышение точности измерений в сравнении со значением, которое определяется за формулой (1), в отдельных точках учета является метрологически нерациональным.
Применение мер относительно повышения точности измерений в системе учета должно осуществляться за специальной программой, которая учитывает существующую точность измерений на уровнях системы учета, зависимость между точностью измерений различных уровней, которая определяется за формулой (1), но другие факторы, в том числе экономические.
2.1.4. В нормативно-технической документации для точек учета различных уровней системы учета необходимо нормировать требования к допустимым погрешностям измерений, а не к классам точности средств измерительной техники, которые используются в это время.
Предлагаемый способ нормирования обеспечит более точное соответствие погрешностей измерительных систем требованиям допустимых погрешностей измерений в точках учета и расширит возможности использования средств измерения при комплектовании измерительных схем.
2.1.5. При формировании измерительных схем, которые состоят из ТС, ТН, ЛЧ, необходимо учитывать, что с позиции технических и экономических показателей наиболее рациональным является состояние, когда погрешности измерения средств измерения, которые применяются, равно друг другу или близкие за значением, поскольку значительное повышение точности одного из них в большинстве случаев не приводит к существенному повышению точности всей схемы.
Так, например, увеличение точности ЛЧ в 2.5 раза, по сравнению с ситуацией, когда погрешность ТС, ТН и ЛЧ равно друг другу, приводит к снижению результуючої погрешности измерительной схемы только в 1.2 раза.
2.1.6. При определении допустимой результуючої погрешности измерительной схемы, которая состоит из ТС, ТН, ЛЧ, используется формула:
| | (2) |
где
- результуюча погрешность измерительного узла;
- относительная погрешность ТН;
- относительная погрешность ТС;
- относительная погрешность ЛЧ,
при необходимости допускается пользоваться уточненной формулой:
| | (3) |
где
- относительные потери напряжения во вторичных кругах ТН;
- относительное значение составной суммарной погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТС и ТН;
- относительные значения дополнительных погрешностей ЛЧ, которые учитывают рабочие условия применения.
Как следует расчетов, проведенных с использованием данных, которые учитывают рабочие условия применения измерительной схемы, значение, определено за формулой (3), может превышать значение, определенное за формулой (2), в два раза.
2.1.7. Снятие показаний в точках учета должно осуществляться в соответствии с часовыми отметками, и допустимая погрешность розсинхронізації не должна превышать значений, которые определяются за формулой:
| | (4) |
где
- относительная погрешность измерений на и-том равные системы учета;
t - длительность интервала времени измерения, с.
2.1.8. Существующие телеметрические системы учета, которые не отвечают современным требованиям, должны быть заменены на системы, которые отвечают этой Концепции.
2.1.9. На уровне объектов учета необходимо обеспечить измерение и учет параметров качества электрической энергии.
2.1.10. В соответствии с ДСТУ 2708-94 учет электрической энергии является сферой государственного метрологического надзора, в связи с чем все средства измерительной техники, которые применяются в системе учета, подлежат государственной повірці или государственной метрологической аттестации.
2.2. Основные принципы организации системы контроля и управления
2.2.1. Опыт зарубежных энергетических систем, особенно тех, кто работает в условиях рынка, доказывает необходимость ввода процедур проверки точности и достоверности информации на всех уровнях и во всех точках системы учета, где осуществляются учет и обработка данных.
Это важно не только с технической точки зрения, но также с точки зрения экономических и правовых взаимоотношений производителя, поставщика и потребителя.
2.2.2. На уровнях системы учета 1...5 (таблица 1) должно быть обеспечено дублирование счетчика электрической энергии, как элемента, который выполняет основную и наиболее сложную измерительную операцию.
2.2.3. На равные ЛУО рядом со сбором и обработкой данных должна быть предусмотренная верификация измерительной информации по каждому объекту учета (ОО), который контролируется ЛУО.
2.2.4. Верификация на равные ОО должна заключаться не только в проверке функционирования основного и дублирующего счетчика, но и в проверке точности их показаний.
2.2.5. Верификация измерительной информации должна быть предусмотрена на всех уровнях оборудования сбора и обработки данных и должна обеспечивать проверку достоверности данных, которые обрабатываются и передаются.
2.2.6. Информация, которая передается, начиная с уровня ПО, должна иметь отметку качества.
2.2.7. При передаче информации на участках от ЛУО к региональному оборудованию сбора и обработки данных и высшее между всеми уровнями оборудование сбора и обработки данных рекомендуется осуществлять дублирование каналов связи.
2.2.8. Первичные данные в невозделанном виде подлежат архівації и хранению без любого коректу. Техническая среда автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКОЕ) должна обеспечить возможность управления МН.
2.3. Основные принципы организации сбора и обработки информации
2.3.1. Основным есть требование общего информационного пространства для всех субъектов энергорынка. На практике это положение реализуется в виде единой интегрированной сети сбора, накопления и обработки информации о выработке и потреблении энергии. Все субъекты энергорынка имеют авторизованный доступ к исходной информации.
2.3.2. Применение глобальной сети передачи данных, которое обеспечивает связь между обработкой данных на верхних уровнях. Сеть должна быть многофункциональной (т.е., быть основанием для системы учета, системы планирования и диспетчерской системы). Используя стандартные методы построения глобальной сети, вместе с тем необходимо уделять внимание дублированию каналов связи и приоритетности потоков информации.
2.3.3. Как аппаратный базис интеграции устройств обработки данных на уровнях регионального оборудования сбора данных (РУЗД) и центрального оборудования сбора данных (ЦУЗД) рекомендуется использовать високонадійні измерительные средства, которые отвечают современным промышленным стандартам, что позволяет сочетать их высокие эксплуатационные характеристики с доступностью программного обеспечения для базовой операционной среды.
2.3.4. Оборудование ЛУО должно быть ориентировано на различные типы средств учета, что, с одной стороны, отображает ситуацию в энергетике Украины, а с другого - обеспечивает открытость системы.
2.3.5. Ориентация на поддержку открытых унифицированных протоколов связи с рабочими станциями, серверами. Благодаря этому возможна интеграция с различными операционными платформами и устройствами, которые используются на верхних уровнях систем, которые рассматриваются.
2.3.6. Предоставление разработчиками программного обеспечения интерфейсу программирования прикладного уровня в виде декларативных и алгоритмических описаний.
2.3.7. Передача в диспетчерскую подсистему оперативной статистической информации с коммерческого учета, принятие от диспетчерской подсистемы информации с целью верификации основных показаний.
2.3.8. Передача в подсистему планирования/прогнозирования необходимой коммерческой и статистической информации.
2.3.9. Для передачи данных возможно совместимое использование каналов связи автоматизированными системами учета и другими системами с целью резервирования и уменьшения расходов на оборудование.
3. Меры относительно повышения эффективности работы системы учета
3.1. Повышение точности измерений
3.1.1. В рамках реорганизации существующей системы учета рекомендуется нормировать требования к допустимым погрешностям измерений в точках учета.
Погрешности измерений, установлены с учетом существующих технических возможностей и заказные для уровней системы учета как допустимые, приведены в таблице 2.
Таблица 2*
| Номер уровня системы учета | Мощности объектов контроля, МВА | Допустимая погрешность измерений, % |
| 1 | S 1000 | 0.3 (0.7**) |
| 2 | 300 S < 1000 | 0.4 (0.7**) |
| 3 | 100 S < 300 | 0.7 |
| 4 | 50 S < 100 | 1.2 |
| 5 | 10 S < 50 | 1.8 |
| 6 | 3 S < 10 | 2.5 |
| 7 | 0.75 S < 3 | 4.6 |
| 8 | S < 0.75 | 7.3; 3.2*** |
____________
* Для оптового рынка за базовый принят уровень 3, для розничного - уровень 7.
** Указанные значения допустимых погрешностей измерений принимаются на переходный период формирования системы учета энергорынка.
*** Для прямого ввімкнення счетчиков (без ТС и ТН).
3.1.2. Для обеспечения отмеченной точности измерений необходимо принять такие меры:
• разработать и утвердить нормативные документы, которые устанавливают указанные требования к точности измерений на уровнях системы учета. Осуществить ревизию измерительных схем, которые используются в существующих точках учета, для выявления и устранения:
- несоответствия установленным нормам допустимых вторичных нагрузок ТС и ТН потерь напряжения во вторичных кругах ТН, которые превышают допустимые;
- нарушение условий эксплуатации ЛЧ;
- нарушение требований повірки;
• расширить диапазоны измерений измерительных схем к (1 5) % номинальным токам за счет:
- внедрение новых средств измерительной техники - ЛЧ и ТС, классу точности с индексом S аттестации обычных ТС класса точности с индексом S;
• на уровнях 1...3 необходимое значение результуючої погрешности измерительной схемы (ТС, ТН, ЛЧ) допускается обеспечивать путем аттестации ТС, ТН, ЛЧ за индивидуальными метрологическими характеристиками;
• на уровнях оптового энергорынка (ровни 1...5) для автоматизации процессов считывания и обработки измерительной информации осуществить установку ЛУО для охватывания всех объектов учета;
• предусмотреть последовательное внедрение новых средств измерений с улучшенными метрологическими характеристиками.
3.1.3. Структура измерительного комплекса в составе ТС, ТН, ЛЧ и ПО (рисунок 1) рекомендуется как типовая для применения в точках учета, которые относятся к оптовому и розничному энергорынку (ОО).
ПО получает информацию от ЛЧ по специальным линиям связи в числоімпульсному коде и/или по последовательным интерфейсным каналам связи.
Погрешность ПО должен быть меньше результуючу погрешности измерительной схемы (ТС, ТН, ЛЧ) не меньше чем в три раза.
ПО должно иметь энергонезависимый память и часы реального времени, а также осуществлять формирование, обработку и накопление измерительной информации за различные интервалы времени.
Коррекция погрешностей основного и дублирующего ЛЧ, ТС и ТН по аттестованным алгоритмам может применяться как дополнительная функция ПО.
ПО как устройство, которое выполняет измерительные функции, должен быть признанный Госстандартом Украины как средство измерительной техники.
Компоненты измерительного комплекса (ПО и ЛЧ) должны подлежать государственной метрологической аттестации.
3.1.4. ЛУО должен обеспечивать передачу измерительной информации на более высокие равные системы сбора и обработки данных, а также синхронизацию часы реального времени ПО с системными сигналами реального времени.
3.2. Повышения эффективности сбора и обработки информации
3.2.1. Основные параметры оборудования сбора и обработки данных подавляющим чином определяются ЛУО и его измерительными компонентами ПО и ЛЧ. Поэтому формирование локального уровня при помощи современных технических средств, которые имеют высокие метрологические и эксплуатационные характеристики, имеет решающий смысл для повышения эффективности системы сбора и обработки информации.
3.2.2. Комплектация ЛУО оборудованием сбора и обработки данных должна осуществляться за счет:
• замены устарелых систем сбора и обработки информации или их модернизации в соответствии с требованиями раздела 2 данного документа;
• внедрение новых технических средств с целью охватывания максимального количества точек учета.
3.2.3. Обязательным является выполнение общих требований к оборудованию сбора и обработки данных:
• использование унифицированных протоколов міжрівневого обмена;
• применение унифицированных структур баз данных.
3.2.4. Необходимая реконструкция каналов передачи данных, замена устарелого оборудования, обеспечение скорости передачи данных:
• между ЛУО и РУЗД и между отдельными компонентами ЛУО - формирование надежных середньошвидкісних систем обмена данными;
• между РУЗД и ЦУЗД - применение высокоскоростных каналов передачи данных.
3.3. Основные требования к локальному оборудованию учета (ЛУО)
3.3.1. К ПО, как к измерительным компонентам ЛУО, ставятся такие обязательные требования:
• должно быть обеспечено ввод данных от измерительной схемы в виде импульсов и/или последовательных данных и формирования измерительной информации по ОО;
• метрологические характеристики должны быть подтверждены соответствующими документами органов Госстандарта Украины;
• исходные данные должны быть обеспечены: часовой меткой времени, которая фиксирует момент их последней модификации, и признаком, который определяет их качество;
• данные должны обрабатываться за такие учетные периоды: полчаса/час, сутки для оптового энергорынка; для розничного энергорынка - в соответствии с действующими зонными тарифами;
• минимальная глубина хранения данных должна отвечать нормативным документам оптового и розничного энергорынков;
• конструкция и алгоритм функционирования ПО должны обеспечивать выполнение функций управления МН с ведением полного протокола часовых и режимных ограничений по мощности и энергии;
• конструкция и алгоритм функционирования ПО должны обеспечивать защиту от несанкционированного воздействия на измерения и обработку данных;
• события, связанные со внештатными изменениями внешней и внутренней среды, должны быть идентифицированы и данные о них сбереженные;
• доступ к ним должен осуществляться в соответствии с запросом;
• ПО должен обеспечивать реализацию метрологически аттестованного алгоритма коррекции погрешности учета электроэнергии при малых нагрузках;
• допускается совмещение функций ПО и ЛЧ в одном устройстве при условии, что данное устройство по сумме требований к ПО и ЛЧ будет отвечать данной Концепции.
3.3.2. Требования к ЛУО. Приведенные здесь требования могут быть реализованы во вспомогательных компонентах ЛУО или непосредственно в ПО.
ЛУО должно содержать процедуры первичной проверки достоверности (верификации) данных с формированием признаков качества данных.
Дани на верхний уровень должны передаваться с отметкой качества, времени и датой, которым они отвечают.
ЛУО должен поддерживать два независимых информационных каналы.
ЛУО должно быть укомплектовано стандартным набором средств коммуникации, которые бы обеспечивали информационные каналы и отвечали промышленным стандартам.
Протоколы и даны для обмена информацией должны отвечать международным требованиям и архитектуре открытых систем.
ЛУО должно обеспечивать глубокое конфигурирование и настраивание своих потребительских функций, включая типы и параметры протоколов информационного обмена.
События, связанные со внештатными изменениями внешней (перерыв в подаче питания, отсутствие связи со внешней средой, попытка несанкционированного доступа) и внутренней (ошибки в работе компонентов ЛУО, нарушения целостности данных, чрезвычайные ситуации при обработке данных) среды, должны быть идентифицированы и сбережены со відслідкуванням даты и времени возникновения. Доступ к ним должен осуществляться за запросом. Данные, которые качественно изменились под воздействием таких событий, должны быть обозначенными соответствующим признаком (например, перерыв в питании ЛУО вызывает появление неполных и нулевых данных).
ЛУО должно обеспечивать звуковую и световую индикацию внештатных ситуаций. ЛУО должен обеспечивать подключение источника резервного питания.
При отсутствии внешнего питания ЛУО должен обеспечить фиксацию времени исчезновения питания, хранение данных в течение не меньше 30 дней, ход времени и календарную дату и фиксацию времени восстановления питания.
Интерфейс оператора должен обеспечивать индикацию всех параметров, которые обрабатываются, ввод паролей и данных, адаптацию алгоритмов обработки, конфигурирования ЛУО, настраивания каналов и протоколов связи и тестирования ЛУО.
Каждое ЛУО должен быть обеспеченное индивидуальным идентификационным кодом.
ЛУО должно быть обеспечено всеми необходимыми для установления, настраивание и проверки техническими, программными и методическими материалами.
Установку и ввод в эксплуатацию ЛУО должны выполнять специалисты, которые наделены правом выполнять такие работы.
3.4. Основные требования к региональному и центральному оборудованию сбора данных (РУЗД, ЦУЗД)
3.4.1. РУЗД должно:
состоять из средств вычислительной техники общего назначения под управлением стандартной операционной системы. Основные компоненты РУЗД должны базироваться на вычислительных средствах повышенной надежности, которая отвечает промышленным стандартам;
быть оснащено стандартными средствами связи с ЛУО, локальной вычислительной сетью и глобальной сетью передачи данных;
обеспечивать формирование надежного середньошвидкісного обмена данными с ЛУО и высокоскоростного - с ЦУЗД;
предусматривать возможность применения стандартных языков программирования и графических интерфейсов пользователей;
обеспечивать проверку достоверности получаемых данных;
иметь систему управления базой данных, что обеспечивает хранение данных, полученных на различных этапах обработки (данные ЛУО, данные, введены вручную, обработанные данные) с отметкой времени и достоверности не меньше 5 лет;
содержать средства обеспечения резервных каналов связи. Иметь защиту от перерыва в подаче электропитания.
3.4.2. К Центральному оборудованию сбора данных предъявляются требования, аналогичные требованиям к РУЗД, а также ЦУЗД должно:
• обеспечивать формирование надежного высокоскоростного обмена данными с РУЗД;
• содержать программные и аппаратные средства, которые обеспечивают автоматический обмен данными со специализированными системами, которые обеспечивают автоматизацию основных процессов функционирования энергорынка;
• иметь средства использования современных сетей передачи данных.
4. Основные этапы реализации мероприятий
4.1. Провести обследование подстанций производителей, поставщиков и потребителей в Энергорынке Украины:
- обнаружить задачи по диагностике, восстановления и замены ТС, ТН, ЛЧ, ПО в зависимости от сроков эксплуатации и міжповірочних интервалов;
- осуществить ревизию всего парка средств измерительной техники;
- определить потенциальные пути и возможности повышения точности измерений за счет организационно-технических мероприятий;
- при необходимости провести аттестацию средств учета.
4.2. Установить локальное, региональное и центральное оборудование для автоматизации сбора данных. Привлечь все имеющиеся в наличии возможности организации связи между уровнями учета, которые отвечают установленным требованиям.
Реализация мероприятий 4.1 и 4.2 должна быть первоочередной, поскольку позволит уменьшить погрешность системы коммерческого учета с 15 % до 5 %.
4.3. При отсутствии в измерительных схемах дублирующих ЛЧ существующие перевести в дублирующие, а как основные установить новые ЛЧ с классом точности, который отвечает допустимым погрешностям, установленным в табл. 2.
4.4. Последовательно осуществить комплексную замену оборудования измерительных схем таким образом, чтобы сначала выбиралась измерительная схема с наибольшей результуючою погрешностью и в ней последовательно заменялись элементы, причем первым заменяется наихудший элемент.
Предложенная последовательность замены оборудования реализуется сначала для системы учета активной мощности, а потом - реактивной мощности.
Для уровней 5...8 замена элементов является оправданной только в тех случаях, когда в измерительных схемах планируются дополнительные функции.
Внедрение нового оборудования без разрешения вопросов оснастки предприятий, ответственных за его эксплуатацию и повірку, необходимыми техническими средствами недопустимо.
4.5. Обеспечить модернизацию существующих и установление современных каналов и систем связи.
4.6. В рамках реорганизации существующей системы учета необходимо разработать комплекс нормативно-технических документов, которые регламентируют единый порядок создания, внедрения и эксплуатации не только отдельных средств измерительной техники, но также распределительных систем в целом:
• нормативную документацию, которая отвечает стандартам МЕК и устанавливает требования к:
- допустимых погрешностей измерений системы учета в соответствии с мощностью, которая контролируется;
- обязательного определения реальных вторичных нагрузок ТС и ТН;
- организации повірки средств учета;
- локального оборудования учета протоколов передачи данных и структур баз данных;
- расширение применения средств учета на входные токи, которые составляют (1 5) % от номинальных;
• методические указания относительно:
- определение допустимых и действительных погрешностей схем измерения, которые состоят из ТС, ТН, ЛЧ;
- государственной метрологической аттестации и повірки измерительных систем, которые состоят из измерительных схем (ТС, ТН, ЛЧ), линий связи (от счетчиков до ПО), локального оборудования сбора и обработки данных;
- установление индивидуальных метрологических характеристик ТС и ТН в зависимости от реальных вторичных нагрузок;
- правил ввода и реализации ограничений по энергии и мощности, формирования МН и отчетности, связанной с ограничениями.
4.7. Массовое применение поставщиками и потребителями электроэнергии современных приборов и систем учета должно экономически стимулироваться через систему багатоставочних и дифференцированных тарифов на электрическую энергию.
НЕКОТОРЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ ЭТАПОВ
• Разработать программу внедрения и модернизации систем учета электроэнергии с соблюдением требований этой Концепции.
• Для создания системы нормативно-технических документов необходимая разработка Государственных стандартов Украины в соответствии с проблематикой, которая рассматривается.
Определение поставщиков оборудования и предоставления услуг должно осуществляться на тендерной основе.