Утверждена решением Утверждена решением Бюро Научно-технического Совета Национальной комиссии Минэнерго №11 от 27.03.97 по вопросам регулирования электроэнергетики Украины №290 от 17.04.97.

Согласована Госстандартом Украины письмом №2009/5-3 от 22.05.97

Разработчики: ЭнКоГ НИИ «Энергия» при НТУУ «КПИ», НДЦ электроэнергетики Украины, ХП «Энерготехнология и информатика», УкрЦСМ, НПП «Энергия+»


Предисловие

В связи с переходом экономики страны на рыночные условия работы важное значение приобретают вопросы достоверного учета электроэнергии на всех участках и уровнях ее производства, передачи и потребления.

До последнего времени в Украине отсутствовали предприятия по выпуску необходимого спектра измерительной техники, средств сбора, передачи и обработки информации. Отсутствует нормативная база и концепция создания указанных устройств. В настоящее время многие предприятия страны и иностранные фирмы предлагают различного типа и уровня приборы и информационно-измерительные системы. Поэтому Научно-техническим Советом Минэнерго Украины принято решение о разработке отраслевой программы и концепции развития автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка.

Настоящий документ является итоговым по 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 по указанной работе [17,18].

В разделе 1 приведена оценка существующей системы учета в соответствии с критериями, установленными в разделе 2.

В разделе 2 изложены основные принципы построения системы учета электрической энергии в условиях энергорынка, установленные в результате анализа используемых методов формирования измерительной информации, изучения опыта западных стран, рекомендаций зарубежных экспертов.

Раздел 3 содержит информацию о мерах по реорганизации системы учета в соответствии с принципами, изложенными в разделе 2. Приведены технические требования к оборудованию сбора и обработки данных разных уровней.

В разделе 4 указана очередность проведения мероприятий и приведен перечень вопросов, требующих решения при разработке нормативных документов.

Использование положений, заложенных в Концепции, должно повысить эффективность учета электрической энергии и способствовать упорядочению функционирования энергорынка Украины


Введение

Создание Оптового Рынка Электрической Энергии, состоящего из независимых акционерных компаний (ГЭКи и ГАЭКи), независимого регулирующего органа (НКРЭ), и собственно Энергорынка — государственного предприятия, осуществляющего руководство оптовым рынком электрической энергии, заостряет внимание на почасовом Оптовом Рынке Электрической Энергии (оптовые тарифы реального времени/почасовые).

Поскольку стоимость электрической энергии зависит от затрат на ее выработку и передачу, момента спроса (сезона года, дней недели и времени суток), величины заявляемой мощности и времени потребления мощности, то себестоимость ее различна для каждого часа в году. Поэтому переход на тарифы реального времени позволяет выйти на истинную цену электрической энергии и оптимизировать производство, поставку и потребление электрической энергии. Это возможно лишь при совершенствовании существующей системы учета.

Эффективность применения тарифов реального времени прямо и в значительной степени зависит от ряда условий, важнейшие из которых следующие:

  • в энергорынке функционирует автоматизированная система управления реального времени (в минимальном варианте должна действовать распределенная в пространстве энергорынка автоматизированная система коммерческого учета и контроля выработки, поставки и потребления электрической энергии, функционирующая в реальном масштабе времени);
  • автоматизированы взаиморасчеты между участниками энергорынка.

Поскольку энергорынок отвечает за выполнение Правил Коммерческого Учета (КУ), то должна быть определена совокупность требований к организации КУ, к формированию и использованию информации, регламентирующих права и обязанности участников КУ. Энергорынок также принимает участие в реализации порядка и стандартов коммерческого учета, улаживании спорных вопросов по поводу ошибок, возникающих в системе коммерческого учета, обеспечении, установке, поверке и техническом обслуживании оборудования.

В этой связи работа энергетической отрасли в условиях функционирования энергорынка выдвигает повышенные требования к системе учета, а именно к уровню ее автоматизации, точности, надежности и целостности.

Качество системы учета в первую очередь определяется используемыми средствами информационно-измерительной техники, а также принципами их использования.

Основными показателями, характеризующими эффективность использования информационно-измерительной техники в системе учета, являются:

  • точность представляемой измерительной информации;
  • достоверность представляемой измерительной информации. В дополнение к классическому подходу и применительно к рассматриваемому объекту процесс получения достоверной информации должен быть автоматизирован и может варьироваться от регистрации данных со счетчиков электроэнергии на протяжении всего времени до полностью автоматизированного процесса регистрации этих данных с их полным дублированием и строгой верификацией.
  • одновременность представления измерительной информации. Под одновременностью представления измерительной информации понимается синхронность выполнения измерений в точках учета, нарушение которой приводит к возникновению погрешности рассинхронизации, оказывающей влияние на результаты измерений.

Указанные показатели определяются в системе учета принципами организации измерений, качеством систем контроля и связи.

Одной из целей совершенствования системы учета электроэнергии следует считать создание возможности для получения по результатам измерений как можно более достоверного баланса выработки, передачи, распределения и потребления электрической мощности или энергии в масштабах государства.

В настоящее время статьи указанного баланса, составляемого на основании данных учета электроэнергии, существенно искажены из-за различной погрешности измерений приборами учета, установленными на разных уровнях рынка электрической энергии Украины, а также в результате несинхронности съема информации со счетчиков. Эти обстоятельства, в свою очередь, вызывают необходимость относить все возникающие небалансы к потерям электрической мощности или энергии, что не позволяет объективно оценивать уровень технически неизбежных потерь в сетях и преобразователях.


1. Текущее состояние системы учета

1.1. Точность измерений и используемые средства измерений на различных уровнях системы учета

1.1.1. Результаты исследования систем учета электроэнергии в Украине показывают, что значительное количество точек учета оснащено разнообразными по типам и классам точности, средствами измерений, более 50% которых устарели морально и физически.

1.1.2. Парк счетчиков электрической энергии (СЧ) требует замены, так как около половины СЧ эксплуатируются больше 20 лет. Большинство из них индукционные однотарифные СЧ старой конструкции.

1.1.3. Во многих точках учета нарушены условия эксплуатации измерительных схем: превышаются потери напряжения в измерительных схемах, не соблюдаются требования ко вторичным нагрузкам трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), нарушаются условия эксплуатации СЧ, средства учета не подвергаются государственной поверке в соответствии с установленными межповерочными интервалами.

1.1.4. Процентное распределение СЧ активной энергии в зависимости от класса точности по различным уровням системы учета для генерации, межгосударственных и межсистемных перетоков приведено в табл. 1.

1.1.5. В 40% точек учета, где требуется дублирование основных измерительных функций, отсутствуют дублирующие счетчики.

1.1.6. В настоящее время все измерительные схемы содержат ТТ и ТН различные по типу, но имеющие 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 существенного снижения (менее 20% от номинального значения) измеряемой мощности, что приводит к резкому увеличению погрешности измерений. На уровнях 5…8 во многих точках учета наблюдается снижение мощности ниже 5% от номинальной, что является недопустимым с точки зрения обеспечения приемлемой точности измерений.

1.1.8. Верификация производится не во всех измерительных схемах, а если и производится, то только вручную.

1.1.9. Существующие подходы к автоматизации учета энергии основываются на несистематизированных требованиях.

1.1.10. В настоящее время Энергорынок работает с применением средств телемеханики, при этом средняя результирующая погрешность достигает 15%.

1.1.11. Существующие измерительные схемы на уровнях 5…8 не отвечают современным требованиям тарифной системы (учет по зонам суток,контроль, управление нагрузкой ).

1.1.12. На текущий момент еще не существует в Украине производства СЧ, ТТ и ТН в требуемом ассортименте, количестве и с требуемым качеством класса S.

Таблица 1*)

Номер уровня системы учета**)

Мощности объектов контроля, МВА

Всего счетчиков, %

Распределение счетчиков активной энергии, в зависимости от класса точности, % от общего числа счетч.

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, содержащейся в Приложениях 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.

1.2. Сбор и обработка информации

1.2.1. На настоящий момент работает фрагментарно система межгосударственного учета DATAGYR C500 фирмы Landis & GYR (обеспечена связь с несколькими подстанциями и пока контролируется только около 20 точек учета).

1.2.2. Существуют системы, основанные на использовании КИУС ЦТ5000 (5 РДЦ — Центральный, Днепровский, Юго-Западный, Северный, Крымский).

1.2.3. Используется около 500 систем учета нижнего уровня, изолированных и не связанных с центрами обработки информации верхних уровней.>

1.2.4. На многих подстанциях 110 кВ каналы связи не- удовлетворительного качества, или вообще отсутствуют. Также отсутствуют выделенные каналы связи для передачи с подстанций информации со скоростями выше 1200 бод.

1.2.5. Имеющееся локальное оборудование сбора и обработки данных по учету электроэнергии (ЛОУ) на базе КИУС ЦТ5000 не отвечает требованиям долгосрочных целей функциональной системы и энергорынка по параметрам и по количеству, вследствие чего необходима его замена новым техническим оборудованием в кратчайшие сроки.

1.2.6. Таким образом, Украина в ближайшее время станет перед проблемой замены более половины технических средств учета электроэнергии.


2. Принципы построения системы учета электрической энергии в условиях энергорынка

2.1. Общие принципы организации измерений

2.1.1. Подсистему коммерческого учета электрической энергии (в дальнейшем систему учета) нужно рассматривать как многоуровневую подсистему реального времени (обработка данных ведется по меткам реального времени), входящую в состав интегрированной системы управления, функционирующей в энергорынке Украины ( рис. 1 ).

2.1.2. Точность измерительной информации системы учета определяется погрешностями измерений в точках учета различных уровней, а также синхронностью проведения измерений.

2.1.3. Допускаемые погрешности измерений на различных уровнях системы учета, в зависимости от измеряемой мощности должны быть согласованы между собой в соответствии с формулой

Допускаемые погрешности, (1)

где di , dj , Pi , Pj — относительные погрешности измерений и измеряемые мощности на i-том и j-том уровнях системы учета соответственно;

Повышение точности измерений системы учета может быть достигнуто только пропорциональным, в соответствии с формулой (1), повышением точности измерений на всех ее уровнях.

Повышение точности измерений по сравнению со значением, определяемым формулой (1), в отдельных точках учета метрологически нерационально.

Проведение мероприятий по повышению точности измерений в системе учета должно осуществляться по специальной программе, учитывающей существующую точность измерений на уровнях системы учета, зависимость между точностью измерений различных уровней, определяемую формулой (1), и другие факторы, в том числе и экономические.

Зависимость между точностью измерений различных уровней

Рисунок 1.

ТТ трансформатор тока;

ТН трансформатор напряжения;

СЧО счетчик электроэнергии (основной счетчик);

СЧД счетчик электроэнергии (дублирующий счетчик),

УУ устройство учета — измерительный компонент ЛОУ.

2.1.4. В нормативно-технической документации для точек учета различных уровней системы учета необходимо нормировать требования к допускаемым погрешностям измерений, а не к классам точности используемых средств измерений, как это делается в настоящее время.

Предлагаемый способ нормирования обеспечит более точное соответствие погрешностей измерительных схем требованиям к допускаемым погрешностям измерений в точках учета и расширит возможности использования средств измерений при комплектовании измерительных схем.

2.1.5. При формировании измерительных схем, состоящих из ТТ, ТН, СЧ, необходимо учитывать, что с позиции технических и экономических показателей наиболее рациональным является положение, когда классы точности используемых средств измерений равны или близки друг к другу т. к. значительное повышение точности одного из них в большинстве случаев не приводит к существенному повышению точности всей схемы.

Так, например, увеличение точности СЧ в 2.5 раза по сравнению с положением, когда классы точности ТТ, ТН и СЧ равны друг другу приводит к снижению результирующей погрешности измерительной схемы только в 1.2 раза.

2.1.6. При определении результирующей погрешности измерительной схемы, состоящей из ТТ, ТН, СЧ вместо формулы

askue-003, (2)

где dР результирующая погрешность измерительного узла;

dтн относительная погрешность ТН;

dтт относительная погрешность ТТ;

dс относительная погрешность СЧ,

необходимо пользоваться уточненной формулой

askue-004, (3)

где

dл относительные потери напряжения во вторичных цепях ТН;

dq относительное значение составляющей суммарной погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН;

dсj относительные значения дополнительных погрешностей СЧ, учитывающей рабочие условия применения.

Как показывают расчеты, проведенные по данным, учитывающим рабочие условия применения измерительной схемы, значение dP1, определенное по формуле (3), может превосходить значение dP, определенное по формуле (2) в два раза.

2.1.7. Съем показаний в точках учета должен осуществляться по временным меткам синхронизированным с астрономическим временем и допускаемая погрешность рассинхронизации не должна превышать значений определяемых формулой

askue-005, (4)

где di — относительная погрешность измерений на i — том уровне системы учета;

t — длительность интервала времени измерения, с.

2.1.8. Существующая телеметрическая система учета может использоваться только на время переходного периода.

Телеметрические данные не обладают точностью, необходимой для измерительной информации системы учета, так как средняя погрешность телеметрических данных составляет 15%.

2.1.9. В соответствии с ДСТУ 2708-94 учет электрической энергии является сферой государственного метрологического надзора, в связи с чем все используемые в системе учета средства измерений подлежат государственной поверке или метрологической аттестации.

2.1.10. Массовое использование поставщиками и потребителями электроэнергии современных приборов и систем учета должно экономически стимулироваться через систему многоставочных и дифференцированных тарифов на электрическую энергию.

2.2. Основные принципы организации системы контроля

2.2.1. Опыт зарубежных энергетических систем, и особенно работающих в условиях энергорынка, доказывает необходимость введения процедур проверки точности и достоверности информации на всех уровнях и во всех точках системы учета где производится учет и обработка данных.

Это важно не только с технической точки зрения, но и с точки зрения экономических и правовых взаимоотношений производителя, поставщика и потребителя.

2.2.2. На уровнях системы учета 1…5 (табл. 1) должно быть обеспечено дублирование счетчика электрической энергии, как элемента выполняющего основную и наиболее сложную измерительную операцию.

2.2.3. На уровне ЛОУ наряду со сбором и обработкой данных должна быть предусмотрена верификация измерительной информации по каждому, контролируемому ЛОУ объекту учета (ОУ).

2.2.4. Верификация на уровне ОУ 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 обрабатываемых и передаваемых данных.

2.2.6. Передаваемая информация, начиная с уровня ОУ должна иметь маркировку качества.

2.2.7. При передаче информации на участках от ЛОУ к региональному оборудованию сбора и обработки данных и выше между всеми уровнями оборудования сбора и обработки данных рекомендуется осуществлять дублирование каналов связи.

2.2.8. Первичные данные в необработанном виде подлежат архивации и хранению без какой — либо корректировки.

2.3. Основные принципы организации сбора и обработки информации

2.3.1. Основным является требование общего информационного пространства для всех субъектов энеpгоpынка (на­цио­наль­ный и региональные диспетчерские центры, облэнеpго, производители и поставщики энергии). На практике это положение pеализуется в виде единой интегрированной сети сбора, накопления и обработки информации о выработке и потреблении энергии. Все субъекты энеpгоpынка имеют авторизированный доступ к исходной информации.

2.3.2. Пpименение глобальной сети пеpедачи данных, обеспечивающей связь между уровнями обработки данных (НДЦ, РДЦ, энеpгокомпаниями (облэнеpго) и энеpгопpоизводителями) и ЛОУ. Сеть должна быть многофункциональной (т.е. служить основой для системы учета, системы планирования и диспетчерской системы). Используя стандартные методы постpоения глобальной сети, вместе с тем необходимо уделять внимание дублированию каналов связи и пpиоpитетности потоков информации.

2.3.3. В качестве аппаpатного базиса интегpации устpойств обработки данных на уровнях РОСД и ЦОСД рекомендуется использовать высоконадежные вычислительные средства, удовлетворяющие современным промышленным стандартам, что позволяет сочетать их высокие эксплуатационные хаpактеpистики с доступностью программного обеспечения для базовой опеpационной сpеды.

2.3.4. Оборудование ЛОУ должно быть оpиентировано на pазличные типы средств учета, что, с одной стоpоны, отpажает ситуацию в энеpгетике Укpаины и, с дpугой стоpоны, обеспечивает откpытость системы.

2.3.5. Оpиентация на поддеpжку нескольких открытых унифицированных пpотоколов связи с персональным компьютером, pабочими станциями, сеpвеpами. Благодаpя этому возможна интегpация с pазличными опеpационными платфоpмами и устpойствами, используемыми на веpхних уpовнях pассматpиваемых систем.

2.3.6. Пpедоставление разработчикам программного обеспечения интеpфейса пpогpаммиpования пpикладного уpовня в виде деклаpативных и алгоpитмических описаний (для уровней обработки данных РОСД и ЦОСД).

2.3.7. Пеpедача в диспетчеpскую подсистему опеpативной и статистической инфоpмации по коммеpческому учету, пpием от диспетчерской подсистемы инфоpмации с целью веpификации основных показаний.

2.3.8. Пеpедача в подсистему планиpования/пpогнозиpования необходимой коммерческой и статистической инфоpмации.

2.3.9. Совместное использование каналов связи и сетей пеpедачи данных с обеспечением pезеpвиpования и пpиоpитетности инфоpмационных потоков.


3. Меры по повышению эффективности работы системы учета

3.1. Повышение точности измерений

3.1.1. В рамках реорганизации существующей системы учета рекомендуется нормировать требования к допускаемым погрешностям измерений в точках учета.

Погрешности измерений, установленные с учетом существующих технических возможностей и рекомендуемые для уровней системы учета в качестве допускаемых, приведены в табл.2.

Таблица 2* .

Номер уровня системы учета

Мощности объектов, контроля, МВА

Допускаемая 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; 3.6***

*) для оптового рынка за базовый принят уровень 3, для розничного — уровень 7.

**) указанные значения допускаемых погрешностей измерений принимаются на переходной период формирования системы учета энергорынка.

***) для прямого включения счетчиков (без ТТ и ТН).

3.1.2. Для обеспечения указанной точности измерений необходимо осуществить следующие мероприятия:

Разработать и утвердить нормативные документы, устанавливающие указанные требования к точности измерений на уровнях системы учета.

Произвести ревизию измерительных схем, используемых в существующих точках учета для выявления и устранения:

несоответствия допускаемых вторичных нагрузок ТТ и ТН установленным нормам;

потерь напряжения во вторичных цепях ТН, превышаемых допускаемые;

нарушений условий эксплуатации СЧ;

нарушений требований к государственной поверке.

Расширить диапазоны измерений измерительных схем в область (1-5)% номинальных токов за счет:

внедрения новых средств измерительной техники — СЧ и ТТ, имеющих класс точности с индексом S;

аттестации обычных ТТ по классу точности с индексом S.

На уровнях 1…3 необходимое значение результирующей погрешности измерительной схемы (ТТ, ТН, СЧ) допускается обеспечивать путем метрологической аттестации ТТ, ТН и СЧ по индивидуальным метрологическим характеристикам.

На уровнях оптового энергорынка (уровни 1…5) для обеспечения синхронности выполнения измерительных операций, автоматизации процессов считывания и обработки измерительной информации произвести установку ЛОУ для охвата всех объектов учета.

Предусмотреть последовательное внедрение новых средств измерений с улучшенными метрологическими характеристиками.

3.1.3. Структура измерительного комплекса в составе ТТ, ТН, СЧ и УУ (рис.1) рекомендуется как типовая для использования в точках учета, относящихся к оптовому и розничному энергорынку (ОУ).

УУ получает информацию от СЧ по специализированным линиям связи в числоимпульсном коде и/или по последовательным интерфейсным каналам связи.

Погрешность УУ должна быть меньше результирующей погрешности измерительной схемы (ТТ, ТН, СЧ) не менее чем в три раза.

УУ должно иметь энергонезависимую память и часы реального времени и осуществлять формирование, обработку и накопление измерительной информации за различные интервалы времени.

В качестве дополнительной функции УУ может быть коррекция погрешностей основного и дублирующего СЧ, ТТ и ТН по аттестованным алгоритмам.

УУ, как устройство, выполняющее измерительные функции, должно быть признано Госстандартом Украины в качестве средства измерения.

Компоненты измерительного комплекса (УУ и СЧ) должны подвергаться метрологической аттестации.

3.1.4. ЛОУ должно обеспечивать передачу измерительной информации на более высокие уровни системы сбора и обработки данных, а также синхронизацию часов реального времени УУ с системными сигналами реального времени.

3.2. Повышение эффективности сбора и обработки информации

3.2.1. Основные параметры оборудования сбора и обработки данных во многом определяются ЛОУ и его измерительным компонентом УУ. Поэтому формирование локального уровня с помощью современных технических средств, имеющих высокие метрологические и эксплуатационные характеристики, имеет решающее значение для повышения эффективности системы сбора и обработки информации.

3.2.2. Комплектация ЛОУ оборудованием сбора и обработки данных должно осуществляться за счет:

замены устаревших автоматизированных систем сбора и обработки информации об электропотреблении или их модернизации в соответствии с требованиями раздела 2 данного документа;

внедрения новых технических средств с целью охвата максимального количества точек учета.

3.2.3. Обязательным является выполнение общих требований к оборудованию сбора и обработки данных:

использование унифицированных протоколов межуровневого обмена;

применение унифицированных структур баз данных.

3.2.4. Необходима реконструкция каналов передачи данных, замена устаревшего оборудования, обеспечение скоростей передачи данных:

между ЛОУ и РОСД и между отдельными компонентами ЛОУ — формирование надежных среднескоростных систем обмена данными;

между РОСД и ЦОСД — применение высокоскоростных каналов передачи данных.

3.3.Основные требования к локальному оборудованию учета (ЛОУ)

3.3.1. К УУ, как к измерительным компонентам ЛОУ, предъявляются следующие обязательные требования:

Должен быть обеспечен ввод данных от измерительной схемы в виде импульсов и/или последовательных данных.

Метрологические характеристики должны быть подтверждены соответствующими документами органов Госстандарта Украины.

Выходные данные должны быть снабжены: временной меткой, фиксирующей момент их последней модификации, и признаком, определяющим их качество.

Данные должны обрабатываться за следующие учетные периоды: получас/час, сутки для оптового энергорынка; для розничного энергорынка — в соответствии с действующими тарифами.

Минимальная глубина хранения данных должна соответствовать нормативным документам оптового и розничного энергорынка.

Конструкция и алгоритм функционирования УУ должны обеспечивать защиту от несанкционированного воздействия на измерения и обработку данных.

События, связанные с нештатными изменениями внешней и внутренней среды должны быть идентифицированы и сохранены. Доступ к ним должен быть осуществлен по запросу.

УУ должно обеспечивать реализацию метрологически аттестованного алгоритма коррекции погрешности учета электроэнергии при малых нагрузках.

3.3.2. Требования к ЛОУ. Приведенные здесь требования могут быть реализованы во вспомогательных компонентах ЛОУ либо в самом УУ.

ЛОУ должно содержать процедуры первичной проверки достоверности (верификации) данных с формированием признаков качества данных.

Данные на верхний уровень должны передаваться с признаком качества, временем и датой, которым они соответствуют.

ЛОУ должен обеспечивать временную синхронизацию с оборудованием сбора и обработки данных верхнего уровня.

ЛОУ должно поддерживать два независимых информационных канала.

ЛОУ должно быть укомплектовано стандартным набором средств коммуникации, обеспечивающих информационные каналы и соответствующих промышленным стандартам.

Протоколы и данные для обмена информацией должны соответствовать международным требованиям и архитектуре открытых систем.

ЛОУ должно обеспечивать гибкое конфигурирование и настройку своих пользователей функций, включая типы и параметры протоколов информационного обмена.

События, связанные с нештатными изменениями внешней (прерывание подачи питания, отсутствие связи с внешней средой, попытки несанкционированного доступа) и внутренней (ошибки в работе компонент ЛОУ, нарушение целостности данных, исключительные ситуации при обработке данных) среды, должны быть идентифицированы и сохранены с фиксацией даты и времени возникновения. Доступ к ним должен быть осуществлен по запросу. Данные, изменившие свои качества под влиянием таких событий, должны быть помечены соответствующим признаком. (Например, прерывание питания ЛОУ вызывает появление неполных и нулевых данных).

ЛОУ должно обеспечивать звуковую и световую индикацию нештатных ситуаций.

ЛОУ должно обеспечивать подключение источника резервного питания.

При отсутствии внешнего питания ЛОУ должен обеспечить фиксацию времени исчезновения питания, сохранность данных в течении не менее 30 дней, ход времени и календаря и фиксацию времени восстановления питания.

Интерфейс оператора должен обеспечивать индикацию всех обрабатываемых параметров, ввод паролей и данных, адаптацию алгоритмов обработки, конфигурирование ЛОУ, настройку каналов и протоколов связи и тестирование ЛОУ.

Каждый ЛОУ должен быть снабжен индивидуальным идентификационным кодом.

ЛОУ должно быть снабжено всеми необходимыми для установки, настройки и поверки техническими, программными и методическими материалами.

Установку и запуск в эксплуатацию ЛОУ должны выполнять специалисты, обладающие правом на выполнение таких работ.

3.4. Основные требования к региональному и центральному оборудованию сбора данных (РОСД, ЦОСД)

3.4.1. РОСД должно:

Состоять из средств вычислительной техники общего назначения под управлением стандартной операционной системы. Основные компоненты РОСД должны базироваться на вычислительных средствах повышенной надежности, отвечающей промышленным стандартам.

Быть оборудовано стандартными средствами связи с ЛОУ, локальной вычислительной сетью и глобальной сетью передачи данных.

Обеспечивать формирование надежного среднескоростного обмена данными с ЛОУ и высокоскоростного с ЦОСД.

Предусматривать возможность применения стандартных языков программирования и графических пользовательских интерфейсов.

Обеспечивать проверку достоверности получаемых данных.

Иметь систему управления базой данных, обеспечивающую хранение данных, полученных на различных этапах обработки (данные ЛОУ, ручной ввод, обработанные данные) с маркировкой времени и достоверности не менее 5 лет.

Содержать средства синхронизации времени в ЛОУ и обеспечения резервных каналов связи.

Иметь защиту от прерывания подачи электропитания.

3.4.2. К Центральному оборудованию сбора данных (ЦОСД) предъявляются требования, аналогичные требованиям к РОСД, а также ЦОСД должно:

Обеспечивать формирование надежного высокоскоростного обмена данными с РОСД.

Содержать программные и аппаратные средства, обеспечивающие автоматический обмен данными с специализированными системами, обеспечивающими автоматизацию основных процессов функционирования энергорынка.

Иметь средства использования современных сетей передачи данных.


4. Основные этапы реализации мероприятий

4.1. Провести обследование подстанций производителей и поставщиков в Энергорынке Украины:

  • выявить задачи по диагностике, восстановлению и замене ТТ, ТН, СЧ, УУ в зависимости от сроков эксплуатации и межповерочных интервалов;
  • выполнить ревизию всего парка средств измерений;
  • 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. Задействовать все имеющиеся возможности организации связи между уровнями системы учета, которые отвечают установленным требованиям.

Реализация мероприятий 4.1 и 4.2 должна быть первоочередной, так как позволит уменьшить погрешность системы коммерческого учета с 15% до 5%.

4.3. При отсутствии в измерительных схемах дублирующих СЧ существующие перевести в дублирующие, а в качестве основных установить новые СЧ с классом точности, соответствующим допускаемым погрешностям, установленным в табл. 2.

4.4. Последовательно, начиная с верхнего уровня, осуществить комплексную замену оборудования измерительных схем таким образом, что сначала выбирается измерительная схема с наибольшей результирующей погрешностью и в ней последовательно меняются элементы, причем первым заменяется наихудший элемент.

Предложенная последовательность замены оборудования реализуется сначала для системы учета активной мощности, а затем — реактивной мощности.

Для уровней 5…8 замена элементов оправдана лишь в тех случаях когда в измерительных схемах планируются дополнительные функции.

4.5. Обеспечить модернизацию существующих и установку современных каналов и систем связи.

4.6. В рамках реорганизации существующей системы учета необходимо разработать комплекс нормативно–технических документов, регламентирующих единый порядок и качество создания, внедрения и эксплуатации не только отдельных средств измерений, но и распределенных систем в целом:

нормативную документацию, соответствующую стандартам МЭК и устанавливающую требования:

  • к допускаемым погрешностям измерений на уровнях системы учета, в соответствии с контролируемой мощностью;
  • обязательного определения реальных вторичных нагрузок ТТ и ТН;
  • по организации государственной поверки средств учета;
  • к локальному оборудованию учета;
  • к протоколам передачи данных и структурам баз данных;
  • расширяющие применение средств учета на область входных токов (1-5)% от номинальных;

методические указания по:

  • определению погрешности измерительных схем, состоящих из ТТ, ТН, СЧ;
  • метрологической аттестации и поверке измерительных систем, состоящих из измерительных схем (ТТ, ТН, СЧ), линий связи (от счетчиков до УУ), локального оборудования сбора и обработки данных;
  • по установлению индивидуальных метрологических характеристик ТТ и ТН в зависимости от реальных вторичных нагрузок.

Некоторые положения для реализации этапов

Разработать Программу внедрения и модернизации систем учета электроэнергии с выполнением требований настоящей Концепции.

Для создания единой системы нормативно-технических документов необходима разработка Государственных стандартов Украины по рассматриваемой проблематике.

Определение поставщиков оборудования и предоставление услуг должны осуществляться на тендерной основе.


Термины и определения

Термин

Условное обозначение

Определение

Трансформатор тока

ТТ

Средство измерения, осуществляющее масштабное измерительное преобразование тока для последующего измерения

Трансформатор напряжения

ТН

Средство измерения, осуществляющее масштабное измерительное преобразование напряжения для последующего измерения

Счетчик электрической энергии

СЧ

Средство измерения, осуществляющее непосредственное измерение и учет электрической энергии.

Устройство учета

УУ

Средство измерения, собирающее и обрабатывающее измерительную информацию с нескольких счетчиков электрической энергии. Обеспечивает учет электрической энергии за различные интервалы времени.

Оборудование сбора и обработки данных

ОСД

Вычислительная система, которая собирает, обрабатывает и накапливает данные о параметрах потоков электроэнергии и мощности. Имеет три уровня: ЛОУ (локальное оборудование сбора и обработки данных, соответствующее уровню субъекта энергорынка); РОСД и ЦОСД (соответственно региональное и центральное оборудование сбора и обработки данных).

Точка учета

Точка электрической сети, соответствующая месту установки счетчика электрической энергии .

Объект учета

ОУ

Совокупность точек учета объединенных с помощью УУ по технологическому/ территориальному признаку (станция, подстанция, пром. предприятие и др.)

Коммерческий /расчетный/ учет>

КУ

Учет количественных характеристик потоков энергии, принимающийся как основа для финансовых расчетом между продавцом и покупателем энергии.

Правила коммерческого учета

ПКУ

Совокупность требований к организации КУ, к формированию и использованию информации, регламентирующих права и обязанности участников КУ.

Канал передачи данных

КПД

Комплекс технических и прграммных средств, обеспечивающих передачу цифровой информации по различным средам: оптоволокно; витая пара; телефонная/телеграфная сеть; pадио; pаспpеделительные сети 0.4-35 кВ; Условно они делятся на: низкоскоростные 50-1200 бод среднескоростные 1200-9600 бод высокоскоростные выше 9600 бод

Учетный период

УчП

Временной интервал, за который фиксируется значение некоторого параметра.

Качество измерительной информации (данных

Характеристика измерительной информации, определяемая уровнем таких ее параметров как точность, достоверность, одновременность.

Маркировка качества измеряемой информации (данных)

Дополнение измерительной информации признаками, характеризующими качество информации (данных).

Верификация

Комплекс процедур проверки точности и достоверности информации (данных).

Краткая характеристика некоторых нормативных документов

Наименование

Основное содержание

Классы требований

п/п

НД

требований

Структурные

Технические*

1.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) / Минэнерго СССР – М.: Энерго-атомиздат, 1986.–640с.

Глава 1.5. Учет электроэнергии. Общие требования и определения. Пункты установки средств учета электроэнергии. При наличии двух и более пунктов учета необходимо применение автоматизированных систем учета электроэнергии.

Требования к функциям

КР, ПР, МП, ЭС

Требования к расчетным счетчикам. Допускаемые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии: генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередач 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ·А и более – 0.5; генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВ·А – 1.0; прочие объекты учета – 2.0. Учет с применением измерительных трансформаторов. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0.5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1.0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2.0.

Требования к метрологическим характеристикам

Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений. Падение напряжения во 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

Наименование

Основное содержание

Классы требований

п/п

НД

требований

Структурные

Технические*

2.

Правила пользования электрической энергией. – НКРЭ Украины. – Киев. – 1996.

Раздел 2. Технические условия на подключение электроустановок потребителей. В технических условиях указываются требования к учету электроэнергии. Пользование электрической энергией осуществляется на основе договора. Раздел 4. Взаимоотношения сторон при эксплуатации электроустановок. С целью обеспечения надежной, экономичной и безопасной эксплуатации электроустановок пользователь обязан обеспечивать необходимый учет электроэнергии и мощности в соответствии с требованиями ПУЭ.

Требования к функциям. Требования к качественным характеристикам.

КР, ПР, ЭС, МП, МА

Пользователь оперативно оповещает энергонадзор о нарушениях схемы учета электроэнергии, неисправности в работе расчетных систем и приборов учета. Пользователь обязан обеспечить беспрепятственный доступ персонала энергонадзора к приборам учета электроэнергии. Раздел 5. Установка и эксплуатация технических средств учета и управления электропотреблением. Электроустановки потребителей электроэнергии должны быть обеспечены необходимыми приборами учета электроэнергии для расчета за потребленную электроэнергию в соответствии с требованиями ПУЭ. Присоединение к сетям электроснабжающей организации электроустановок, которые не имеют расчетных средств учета электроэнергии, запрещается. Для расчетов используются приборы дифференцированного по периодам времени учета электроэнергии и приборы однотарифного учета. Места установки расчетных средств учета определяются согласно ПУЭ. Учет электроэнергии осуществляется в соответствии с действующей тарифной системой. Средства и системы расчетного учета электроэнергии должны быть аттестованы.

Требования к функциям и качественным характеристикам.

Наименование

Основное содержание

Классы требований

п/п

НД

требований

Структурные

Технические*

3.

Тарифы на электрическую энергию. – Минэнерго Украины. – 1991 г. (Взамен прейскуранта № 09-01)

Раздел 2. Виды тарифов и группы потребителей. Одноставочные тарифы. Двухставочные тарифы. Дифференцированные по зонам суток тарифы. Все потребители подразделяются на 9 тарифных групп. Виды тарифов по группам потребителей.

Требования к функциям и качественным характеристикам

КР, ПР, МА, ЭС

4.

Методика установле-ния одноставочных тарифов, дифференци-рованных по периодам времени. – Минэнерго Украины. – 1994 г.

Одноставочные тарифы, дифференцированные по периодам времени, могут быть установлены для всех тарифных групп. Все расчеты осуществляются системой измерения с использованием специального программного обеспечения. Классификация графиков нагрузки.

Требования к функциям и качественным характеристикам.

ПР, МА, ЭС

5.

Типовая программа, Львов, 1990 г.

Программа метрологической аттестации измерительных каналов ИИС контроля, учета и управления электропотреблением.

Требования к функциям и метрологическим характеристикам.

МА

6.

МИ8.221 – 90 Методические указания. – Львов, 1990 г.

Поверка измерительных каналов ИИС контроля, учета и управления электропотреблением.

То же

То же>

7.

ГОСТ 8.259 – 77.

Счетчики электрической активной и реактивной энергии индукционные. Методы и средства поверки.

То же

То же

8.

ГОСТ 6570 – 75.

Счетчики электрической активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия.

То же

То же

9.

ГОСТ 7746 – 89. (МЭК 185)

Трансформаторы тока. Общие технические условия.

То же

То же

10.

ГОСТ 1983 – 89. (МЭК 186)

Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

То же

То же

11.

ГОСТ 26035 – 83

Счетчики электрической энергии переменного тока, электронные. Общие технические условия.

То же

То же

12.

ГОСТ 8.216-88

Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

То же

То же

13.

ГОСТ 8.217-87

Трансформаторы тока. Методика поверки

То же

То же

14.

ДСТУ 2708-94

Повiрка засобiв вимiрювань. Органiзацiя i порядок проведення.>

То же

То же

№>

Наименование

Основное содержание

Классы требований

п/п

НД

требований

<

Структурные

Технические*>

15.

ГОСТ 8. 438-81

Системы информационно-измерительные. Поверка. Общие положения

16.

МИ 162-78

Системы информационно-измерительные. Организация и порядок проведения метрологической аттестации.

17.

РД 34.11.325-90

<

Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении.

* — По содержанию анализ НД соответствует общему направлению разработанной Концепции использования информационно-измерительной техники в энергетических системах и электрических сетях Украины.

На основании содержательного критерия оценки НД, прежде всего произведен ее отбор и формальная структуризация основных требований. Для полноты анализа НД характеризуется его проведением с позиции нормативно-технического обеспечения последовательности этапов системологии создания средств и систем измерения, составляющих классы требований по:

  • конструированию (КР);
  • технологии изготовления (ТИ);
  • проектным работам (ПР);
  • монтажу и пуско-наладке (МП);
  • метрологическим испытаниям и аттестации (МА);
  • эксплуатации (ЭС).


Основные используемые документы

  1. Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР.- 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986.
  2. Правила пользования электрической энергией. — НКРЭ Украины. — Киев. — 1996.
  3. РД 34.11.325-90 Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении.
  4. МИ 1317-86 Методические указания. ГСИ. Обеспечение единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров.
  5. ГОСТ 7746-89 Трансформаторы тока. ОТУ.
  6. ГОСТ 1983-89 Трансформаторы напряжения. ОТУ.
  7. ГОСТ 6570-75 Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. ОТУ.
  8. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. ОТУ.
  9. Публикация 185 МЭК. Трансформаторы тока. 1987.
  10. Публикация 186 МЭК. Трансформаторы напряжения.
  11. Временная инструкция по учету электроэнергии/ Минэнерго Украины, Киев, 1995.
  12. ПМА 081/29.02-96 Трансформатори напруги. Програма та методика метрологічної атестації /УкрЦСМ, Київ, 1996.
  13. Реформирование сектора энергетики Украины. Энергоучет и системы связи. Первоначальный отчет по требованиям, предъявляемым к энергоучету. Окончательный вариант. К.: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZH, ТЕБОДИН. 1995.-29с.
  14. Реформирование сектора энергетики Украины. Процедура верификации. Проект. К.: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZH, ТЕБОДИН. 1995.-35с.
  15. Реформирование сектора энергетики Украины. Энергоучет и системы связи. Энергоучет и системы связи на промежуточный период Киев: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, UNA, EZH, ТЕБОДИН. 1995.- 57с.
  16. Энергоучет и системы связи на долгосрочный период. Проект заключительного отчета. Подготовлен компаниями: КЕМА, ЭПОН, ЭДОН, ПАУЕР ПРОДЖЕКТС, (UNA, EZH), ТЕБОДИН, Киев 1996г.
  17. Отчет по теме: “Концепция использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине”. Этапы I и II. 1996г.
  18. Отчет по теме: “Концепция использования информационно-измерительной техники для учета электрической энергии в условиях функционирования рынка в Украине”. Этапы III и IV. 1997г.