Концепція побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринку

Частина 1

ПЕРЕДМОВА

У зв'язку з переходом економіки країни на ринкові умови роботи важливого значення набувають питання достовірного обліку електроенергії на всіх ділянках і рівнях її виробництва, передачі та споживання.

До останнього часу в Україні були відсутні підприємства з виробництва необхідного спектра вимірювальної техніки, засобів збору, передачі та обробки інформації. Відсутня також нормативна база і концепція створення зазначених пристроїв. У цей час багато підприємств країни та зарубіжних фірм пропонують прилади різних типів та рівнів та інформаційно-вимірювальні системи. Тому було прийнято рішення про розробку галузевої програми і концепції розвитку автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринку.

Цей документ є підсумковим у роботі "Концепція використання інформаційно-вимірювальної техніки для обліку електричної енергії в умовах функціонування ринку в Україні". При проведенні досліджень використовувались документи [1 - 16], а результати досліджень наведені у звітах про зазначену роботу [17, 18].

У розділі 1 приведена оцінка існуючої системи обліку відповідно до критеріїв, визначених у розділі 2.

У розділі 2 викладені основні принципи побудови системи обліку електричної енергії в умовах енергоринку, встановлені в результаті аналізу методів формування вимірювальної інформації, вивчення досвіду західних країн, рекомендацій зарубіжних експертів.

Розділ 3 містить інформацію про заходи щодо реорганізації системи обліку відповідно до принципів, викладених у розділі 2. Наведені технічні вимоги до устаткування збору та обробки даних різних рівнів.

У розділі 4 вказана черговість проведення заходів і наведений перелік питань, що потребують вирішення при розробці нормативних документів.

Використання положень, викладених в Концепції, має підвищити ефективність обліку електричної енергії та сприяти впорядкованості функціонування енергоринку України.

ВСТУП

Створення Оптового ринку електричної енергії, що складається з незалежних акціонерних компаній (державні електричні компанії та державні акціонерні електричні компанії), незалежного регулюючого органу (Національна комісія з питань регулювання електроенергетики України (НКРЕ), і, власне, Енергоринку - державного підприємства, що здійснює керівництво Оптовим ринком електричної енергії, загострює увагу на почасовому обліку електричної енергії, необхідному для діяльності Оптового ринку електричної енергії (почасові оптові тарифи реального часу).

Оскільки вартість електричної енергії залежить від затрат на її виробництво і передачу, моменту попиту (пори року, днів тижня і години доби), величини заявленої потужності та часу споживання потужності, то собівартість її є різною для кожної години року. Тому перехід до тарифів реального часу дозволяє вийти на дійсну ціну електричної енергії та оптимізувати виробництво, постачання і споживання електричної енергії. Це можливо лише при удосконаленні існуючої системи обліку.

Ефективність застосування тарифів реального часу значною мірою залежить від дотримання певних умов, найважливіші серед яких наступні:

• в енергоринку функціонує автоматизована система управління реального часу (в мінімальному варіанті повинна діяти розподільча в просторі енергоринку автоматизована система комерційного обліку і контролю виробництва, постачання і споживання електричної енергії, що функціонує в реальному масштабі часу);

• автоматизовані взаєморозрахунки між учасниками енергоринку.

Оскільки Енергоринок відповідає за дотримання Правил комерційного обліку (КО), то має бути визначена сукупність вимог до організації КО, до формування і використання інформації, що регламентують права та обов'язки учасників КО. Енергоринок також бере участь у реалізації порядку і стандартів комерційного обліку, улагодженні спірних питань з приводу помилок, що виникають в системі комерційного обліку, забезпеченні, встановленні, перевірці та технічному обслуговуванні устаткування.

У зв'язку з цим робота енергетичної галузі в умовах функціонування енергоринку висуває підвищені вимоги до системи обліку, а саме, до рівня її автоматизації, точності, надійності та цілісності.

Точність і достовірність системи обліку, в першу чергу, визначається засобами інформаційно-вимірювальної техніки, що застосовуються, а також принципами їх використання.

Основними показниками, що характеризують ефективність використання інформаційно-вимірювальної техніки в системі обліку, є:

Зазначені показники визначаються в системі обліку принципами організації вимірювань, якістю систем обліку і зв'язку.

Однією із цілей вдосконалення системи обліку електроенергії слід вважати створення умов для отримання за результатами вимірювань якомога більш достовірного балансу виробництва, передачі, розподілу і споживання електричної потужності або енергії в межах держави, а також показників якості електричної енергії, що споживається споживачами в розрахункових точках обліку.

При цьому технічне середовище, що реалізує вище вказані функції, повинне забезпечити можливість виконання цілісною системою функції управління режимами електроспоживання, включаючи режимні заходи на споживачів електроенергії при порушенні договірних зобов'язань. А також фіксацію фактів режимних заходів на споживачів (покупців) електроенергії, що можуть привести до матеріальних збитків споживачів (покупців).

У цей час статті зазначеного балансу, що складається на основі даних обліку електроенергії, суттєво викривлені через різні похибки вимірювання приладів обліку, що встановлені на різних рівнях ринку електричної енергії України, а також в результаті несинхронності зчитування інформації з лічильників. Ці обставини, в свою чергу, викликають необхідність відносити всі небаланси, що виникають, до втрат електричної потужності або енергії, що не дозволяє об'єктивно оцінювати рівень технічно неминучих втрат в мережах і перетворювачах.

1. Поточний стан системи обліку

1.1. Точність вимірювань і засоби вимірювань, що використовуються на різних рівнях системи обліку

1.1.1. З результатів дослідження систем обліку електроенергії в Україні випливає, що значна кількість точок обліку оснащена різними за типом і класами точності засобами вимірювань, більш 50 % яких застаріли морально і фізично.

1.1.2. Парк лічильників електричної енергії (ЛЧ) вимагає заміни, оскільки, біля половини ЛЧ експлуатуються більше 20 років. Більшість з них - індукційні однотарифні ЛЧ старої конструкції.

1.1.3. У багатьох точках обліку порушені умови експлуатації вимірювальних схем: перевищуються втрати напруги у вимірювальних схемах, не виконуються вимоги до вторинних навантажень трансформаторів струму (ТС) і трансформаторів напруги (ТН), порушуються умови експлуатації ЛЧ, до засобів обліку не застосовується повірка відповідно до встановлених міжповірочних інтервалів.

1.1.4. Процентний розподіл ЛЧ активної енергії в залежності від класу точності по різних рівнях системи обліку для генерації міждержавних і міжсистемних перетоків наведено в табл. 1.

Таблиця 1*

____________
* Таблиця побудована за результатами обробки інформації, що міститься в додатках 3, 6, 7, 8 Звіту по етапах I і II.

** Рівні 1, 2, 3, 4, 5 відносяться до оптового енергоринку. Рівні 5, 6, 7, 8 відносяться до роздрібного енергоринку.

1.1.5. В 40 % точок обліку, де вимагається дублювання основних вимірювальних функцій, відсутні дублюючі лічильники.

1.1.6. У цей час всі вимірювальні схеми містять ТС і ТН, різні за типом, але мають однаковий і в більшості випадків недостатній для рівнів 1...4 (Табл. 1) клас точності 0.5.

1.1.7. Велика кількість вимірювальних схем працює в умовах значного зниження (менше 20 % від номінального значення) вимірюваної потужності, що призводить до різкого зростання похибки вимірювань. На рівнях 5...8 у багатьох точках обліку спостерігається зниження потужності нижче 5 % від номінальної, що є недопустимим з точки зору забезпечення прийнятної точності вимірювань.

1.1.8. Верифікація здійснюється не у всіх вимірювальних схемах, а якщо і застосовується, то тільки вручну.

1.1.9. Існуючі підходи до автоматизації обліку енергії грунтуються на несистематизованих вимогах.

1.1.10. У цей час Енергоринок працює, застосовуючи засоби телемеханіки, при цьому середня результуюча похибка досягає 15 %.

1.1.11. Існуючі вимірювальні схеми на рівнях 5...8 не відповідають сучасним вимогам тарифної системи (облік за зонами доби, контроль, управління навантаженням).

2. Принципи побудови системи обліку електричної енергії в умовах енергоринку

2.1. Загальні принципи організації вимірювань

2.1.1. Система комерційного обліку - це система реального часу, яка одержує інформацію від лічильників електричної енергії, та здійснює її автоматичну обробку з метою оперативного інформування суб'єктів енергоринку про інтегральні витрати електроенергії та потужності (рисунок 1).

Рисунок 1. Структурна схема багаторівневої системи обліку.

2.1.2. Точність вимірювальної інформації системи обліку визначається похибками вимірювань в точках обліку різних рівнів, синхронізацією проведення вимірювань, а також похибками обробки результатів вимірювань.

2.1.3. Допустимі похибки вимірювань на різних рівнях системи обліку, в залежності від вимірюваної потужності, повинні бути узгоджені між собою відповідно до формули:

де di, dj, Pi, Pj - відносні похибки вимірювань і вимірювані потужності на і-тому і j-тому рівнях системи обліку, відповідно.

Підвищення точності вимірювань системи обліку може бути досягнуто тільки пропорційним згідно з формулою (1) підвищенням точності вимірювань на всіх її рівнях.

Підвищення точності вимірювань у порівнянні із значенням, що визначається за формулою (1), в окремих точках обліку є метрологічно нераціональним.

Застосування заходів щодо підвищення точності вимірювань в системі обліку повинно здійснюватися за спеціальною програмою, що враховує існуючу точність вимірювань на рівнях системи обліку, залежність між точністю вимірювань різних рівнів, яка визначається за формулою (1), та інші фактори, в тому числі економічні.

2.1.4. В нормативно-технічній документації для точок обліку різних рівнів системи обліку необхідно нормувати вимоги до допустимих похибок вимірювань, а не до класів точності засобів вимірювальної техніки, що використовуються у цей час.

Пропонований спосіб нормування забезпечить більш точну відповідність похибок вимірювальних систем вимогам допустимих похибок вимірювань у точках обліку і розширить можливості використання засобів вимірювання при комплектуванні вимірювальних схем.

2.1.5. При формуванні вимірювальних схем, які складаються з ТС, ТН, ЛЧ, необхідно враховувати, що з позиції технічних і економічних показників найбільш раціональним є стан, коли похибки вимірювання засобів вимірювання, які застосовуються, дорівнюють один одному або близькі за значенням, оскільки значне підвищення точності одного з них в більшості випадків не призводить до суттєвого підвищення точності всієї схеми.

Так, наприклад, збільшення точності ЛЧ у 2.5 рази, порівняно з ситуацією, коли похибка ТС, ТН і ЛЧ дорівнює одна одній, призводить до зниження результуючої похибки вимірювальної схеми лише в 1.2 рази.

2.1.6. При визначенні допустимої результуючої похибки вимірювальної схеми, яка складається з ТС, ТН, ЛЧ, використовується формула:

де

dР - результуюча похибка вимірювального вузла;

dтн - відносна похибка ТН;

dтс - відносна похибка ТС;

dс - відносна похибка ЛЧ,

при необхідності допускається користуватися уточненою формулою:

де

dл - відносні втрати напруги у вторинних колах ТН;

dq - відносне значення складової сумарної похибки, викликаної кутовими похибками ТС і ТН;

dcj - відносні значення додаткових похибок ЛЧ, які враховують робочі умови застосування.

Як випливає з розрахунків, проведених з використанням даних, які враховують робочі умови застосування вимірювальної схеми, значення dP1, визначене за формулою (3), може перевищувати значення dP, визначене за формулою (2), у два рази.

2.1.7. Зняття показань в точках обліку має здійснюватися у відповідності з часовими позначками, і допустима похибка розсинхронізації не повинна перевищувати значень, що визначаються за формулою:

де

di - відносна похибка вимірювань на i-тому рівні системи обліку;

t - тривалість інтервалу часу виміру, с.

2.1.8. Існуючі телеметричні системи обліку, які не відповідають сучасним вимогам, повинні бути замінені на системи, які відповідають цій Концепції.

2.1.9. На рівні об'єктів обліку необхідно забезпечити вимірювання та облік параметрів якості електричної енергії.

2.1.10. Відповідно до ДСТУ 2708-94 облік електричної енергії є сферою державного метрологічного нагляду, у зв'язку з чим всі засоби вимірювальної техніки, які застосовуються в системі обліку, підлягають державній повірці або державній метрологічній атестації.

2.2. Основні принципи організації системи контролю та управління

2.2.1. Досвід зарубіжних енергетичних систем, особливо тих, хто працює в умовах ринку, доводить необхідність введення процедур перевірки точності і достовірності інформації на всіх рівнях і в усіх точках системи обліку, де здійснюються облік і обробка даних.

Це важливо не тільки з технічної точки зору, але також з точки зору економічних і правових взаємовідносин виробника, постачальника і споживача.

2.2.2. На рівнях системи обліку 1...5 (таблиця 1) повинно бути забезпечено дублювання лічильника електричної енергії, як елемента, що виконує основну і найбільш складну вимірювальну операцію.

2.2.3. На рівні ЛУО поряд із збором і обробкою даних повинна бути передбачена верифікація вимірювальної інформації по кожному об'єкту обліку (ОО), що контролюється ЛУО.

2.2.4. Верифікація на рівні ОО має полягати не тільки в перевірці функціонування основного і дублюючого лічильника, але і в перевірці точності їх показань.

2.2.5. Верифікація вимірювальної інформації має бути передбачена на всіх рівнях устаткування збору та обробки даних і має забезпечувати перевірку достовірності даних, що оброблюються і передаються.

2.2.6. Інформація, що передається, починаючи з рівня ПО, повинна мати позначку якості.

2.2.7. При передачі інформації на ділянках від ЛУО до регіонального устаткування збору і обробки даних і вище між усіма рівнями устаткування збору і обробки даних рекомендується здійснювати дублювання каналів зв'язку.

2.2.8. Первинні дані в необробленому вигляді підлягають архівації і зберіганню без будь-якого коректу. Технічне середовище автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії (АСКОЕ) повинне забезпечити можливість управління МН.

2.3. Основні принципи організації збору і обробки інформації

2.3.1. Основним є вимога загального інформаційного простору для всіх суб'єктів енергоринку. На практиці це положення реалізується у вигляді єдиної інтегрованої мережі збору, накопичення і обробки інформації про виробіток і споживання енергії. Всі суб'єкти енергоринку мають авторизований доступ до вихідної інформації.

2.3.2. Застосування глобальної мережі передачі даних, що забезпечує зв'язок між обробкою даних на верхніх рівнях. Мережа повинна бути багатофункціональною (тобто, бути основою для системи обліку, системи планування і диспетчерської системи). Використовуючи стандартні методи побудови глобальної мережі, разом з тим необхідно приділяти увагу дублюванню каналів зв'язку і пріоритетності потоків інформації.

2.3.3. Як апаратний базис інтеграції пристроїв обробки даних на рівнях регіонального устаткування збору даних (РУЗД) і центрального устаткування збору даних (ЦУЗД) рекомендується використовувати високонадійні вимірювальні засоби, які відповідають сучасним промисловим стандартам, що дозволяє поєднувати їх високі експлуатаційні характеристики з доступністю програмного забезпечення для базового операційного середовища.

2.3.4. Устаткування ЛУО повинно бути орієнтовано на різні типи засобів обліку, що, з одного боку, відображає ситуацію в енергетиці України, а з іншого - забезпечує відкритість системи.

2.3.5. Орієнтація на підтримку відкритих уніфікованих протоколів зв'язку з робочими станціями, серверами. Завдяки цьому можлива інтеграція з різними операційними платформами і пристроями, які використовуються на верхніх рівнях систем, що розглядаються.

2.3.6. Надання розробниками програмного забезпечення інтерфейсу програмування прикладного рівня у вигляді декларативних і алгоритмічних описів.

2.3.7. Передача в диспетчерську підсистему оперативної статистичної інформації з комерційного обліку, приймання від диспетчерської підсистеми інформації з метою верифікації основних показань.

2.3.8. Передача в підсистему планування/прогнозування необхідної комерційної і статистичної інформації.

2.3.9. Для передачі даних можливе сумісне використання каналів зв'язку автоматизованими системами обліку та іншими системами з метою резервування та зменшення витрат на устаткування.

3. Заходи щодо підвищення ефективності роботи системи обліку

3.1. Підвищення точності вимірювань

3.1.1. В рамках реорганізації існуючої системи обліку рекомендується нормувати вимоги до допустимих похибок вимірювань в точках обліку.

Похибки вимірювань, встановлені з урахуванням існуючих технічних можливостей і рекомендовані для рівнів системи обліку як допустимі, приведені в таблиці 2.

Таблиця 2*

____________
* Для оптового ринку за базовий прийнято рівень 3, для роздрібного - рівень 7.

** Вказані значення допустимих похибок вимірювань приймаються на перехідний період формування системи обліку енергоринку.

*** Для прямого ввімкнення лічильників (без ТС і ТН).

3.1.2. Для забезпечення зазначеної точності вимірювань необхідно вжити таких заходів:

• розробити і затвердити нормативні документи, що встановлюють вказані вимоги до точності вимірювань на рівнях системи обліку. Здійснити ревізію вимірювальних схем, які використовуються в існуючих точках обліку, для виявлення і усунення:

- невідповідності установленим нормам допустимих вторинних навантажень ТС і ТН втрат напруги у вторинних колах ТН, що перевищують допустимі;

- порушення умов експлуатації ЛЧ;

- порушення вимог повірки;

• розширити діапазони вимірів вимірювальних схем до (1 - 5) % номінальних струмів за рахунок:

- впровадження нових засобів вимірювальної техніки - ЛЧ і ТС, класу точності з індексом S атестації звичайних ТС класу точності з індексом S;

• на рівнях 1...3 необхідне значення результуючої похибки вимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) допускається забезпечувати шляхом атестації ТС, ТН, ЛЧ за індивідуальними метрологічними характеристиками;

• на рівнях оптового енергоринку (рівні 1...5) для автоматизації процесів зчитування і обробки вимірювальної інформації здійснити установку ЛУО для охоплення всіх об'єктів обліку;

• передбачити послідовне впровадження нових засобів вимірювань з поліпшеними метрологічними характеристиками.

3.1.3. Структура вимірювального комплексу у складі ТС, ТН, ЛЧ і ПО (рисунок 1) рекомендується як типова для застосування в точках обліку, які відносяться до оптового і роздрібного енергоринку (ОО).

ПО отримує інформацію від ЛЧ по спеціальних лініях зв'язку у числоімпульсному коді і/або по послідовних інтерфейсних каналах зв'язку.

Похибка ПО має бути меншою за результуючу похибку вимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) не менше ніж у три рази.

ПО повинно мати енергонезалежну пам'ять і годинник реального часу, а також здійснювати формування, обробку і накопичення вимірювальної інформації за різні інтервали часу.

Корекція похибок основного і дублюючого ЛЧ, ТС і ТН по атестованих алгоритмах може застосовуватися як додаткова функція ПО.

ПО як пристрій, що виконує вимірювальні функції, повинен бути визнаний Держстандартом України як засіб вимірювальної техніки.

Компоненти вимірювального комплексу (ПО і ЛЧ) мають підлягати державній метрологічній атестації.

3.1.4. ЛУО має забезпечувати передачу вимірювальної інформації на більш високі рівні системи збору і обробки даних, а також синхронізацію годинника реального часу ПО із системними сигналами реального часу.

3.2. Підвищення ефективності збору і обробки інформації

3.2.1. Основні параметри устаткування збору і обробки даних переважним чином визначаються ЛУО і його вимірювальними компонентами ПО та ЛЧ. Тому формування локального рівня за допомогою сучасних технічних засобів, що мають високі метрологічні і експлуатаційні характеристики, має вирішальне значення для підвищення ефективності системи збору і обробки інформації.

3.2.2. Комплектація ЛУО устаткуванням збору і обробки даних повинна здійснюватися за рахунок:

• заміни застарілих систем збору і обробки інформації або їх модернізації відповідно до вимог розділу 2 даного документа;

• впровадження нових технічних засобів з метою охоплення максимальної кількості точок обліку.

3.2.3. Обов'язковим є виконання загальних вимог до устаткування збору і обробки даних:

• використання уніфікованих протоколів міжрівневого обміну;

• застосування уніфікованих структур баз даних.

3.2.4. Необхідна реконструкція каналів передачі даних, заміна застарілого устаткування, забезпечення швидкості передачі даних:

• між ЛУО і РУЗД та між окремими компонентами ЛУО - формування надійних середньошвидкісних систем обміну даними;

• між РУЗД і ЦУЗД - застосування високошвидкісних каналів передачі даних.

3.3. Основні вимоги до локального устаткування обліку (ЛУО)

3.3.1. До ПО, як до вимірювальних компонентів ЛУО, ставляться такі обов'язкові вимоги:

• повинно бути забезпечено введення даних від вимірювальної схеми у вигляді імпульсів і/або послідовних даних і формування вимірювальної інформації по ОО;

• метрологічні характеристики мають бути підтверджені відповідними документами органів Держстандарту України;

• вихідні дані повинні бути забезпечені: часовою міткою часу, що фіксує момент їх останньої модифікації, і ознакою, яка визначає їх якість;

• дані повинні оброблятися за такі облікові періоди: півгодини/година, доба для оптового енергоринку; для роздрібного енергоринку - відповідно до діючих зонних тарифів;

• мінімальна глибина зберігання даних повинна відповідати нормативним документам оптового і роздрібного енергоринків;

• конструкція і алгоритм функціонування ПО повинні забезпечувати виконання функцій управління МН з веденням повного протоколу часових та режимних обмежень по потужності та енергії;

• конструкція і алгоритм функціонування ПО повинні забезпечувати захист від несанкціонованого впливу на виміри і обробку даних;

• події, пов'язані з позаштатними змінами зовнішнього і внутрішнього середовища, повинні бути ідентифіковані і дані про них збережені;

• доступ до них має здійснюватися згідно із запитом;

• ПО має забезпечувати реалізацію метрологічно атестованого алгоритму корекції похибки обліку електроенергії при малих навантаженнях;

• допускається суміщення функцій ПО та ЛЧ в одному пристрої при умові, що даний пристрій по сумі вимог до ПО та ЛЧ буде відповідати даній Концепції.

3.3.2. Вимоги до ЛУО. Наведені тут вимоги можуть бути реалізовані в допоміжних компонентах ЛУО або безпосередньо в ПО.

• ЛУО повинно містити процедури первинної перевірки достовірності (верифікації) даних з формуванням ознак якості даних.

• Дані на верхній рівень повинні передаватися з позначкою якості, часу і датою, котрим вони відповідають.

• ЛУО має підтримувати два незалежних інформаційних канали.

• ЛУО повинно бути укомплектовано стандартним набором засобів комунікації, які б забезпечували інформаційні канали і відповідали промисловим стандартам.

• Протоколи і дані для обміну інформацією мають відповідати міжнародним вимогам і архітектурі відкритих систем.

• ЛУО повинно забезпечувати глибоке конфігурування і настроювання своїх споживчих функцій, включаючи типи і параметри протоколів інформаційного обміну.

• Події, пов'язані з позаштатними змінами зовнішнього (перерва в подачі живлення, відсутність зв'язку із зовнішнім середовищем, спроба несанкціонованого доступу) і внутрішнього (помилки в роботі компонентів ЛУО, порушення цілісності даних, надзвичайні ситуації при обробці даних) середовища, повинні бути ідентифіковані і збережені з відслідкуванням дати і часу виникнення. Доступ до них має здійснюватися за запитом. Дані, які якісно змінилися під впливом таких подій, мають бути позначеними відповідною ознакою (наприклад, перерва в живленні ЛУО викликає появу неповних і нульових даних).

• ЛУО повинно забезпечувати звукову і світлову індикацію позаштатних ситуацій. ЛУО має забезпечувати підключення джерела резервного живлення.

• При відсутності зовнішнього живлення ЛУО має забезпечити фіксацію часу зникнення живлення, зберігання даних протягом не менше 30 днів, хід часу і календарну дату та фіксацію часу відновлення живлення.

• Інтерфейс оператора повинен забезпечувати індикацію всіх параметрів, що обробляються, введення паролів і даних, адаптацію алгоритмів обробки, конфігурування ЛУО, настроювання каналів і протоколів зв'язку та тестування ЛУО.

• Кожне ЛУО має бути забезпечене індивідуальним ідентифікаційним кодом.

• ЛУО повинно бути забезпечене всіма необхідними для встановлення, настроювання і перевірки технічними, програмними і методичними матеріалами.

• Установку і введення в експлуатацію ЛУО повинні виконувати спеціалісти, які наділені правом виконувати такі роботи.

3.4. Основні вимоги до регіонального і центрального устаткування збору даних (РУЗД, ЦУЗД)

3.4.1. РУЗД повинно:

• складатися із засобів обчислювальної техніки загального призначення під управлінням стандартної операційної системи. Основні компоненти РУЗД повинні базуватися на обчислювальних засобах підвищеної надійності, що відповідає промисловим стандартам;

• бути оснащене стандартними засобами зв'язку з ЛУО, локальною обчислювальною мережею і глобальною мережею передачі даних;

• забезпечувати формування надійного середньошвидкісного обміну даними з ЛУО і високошвидкісного - з ЦУЗД;

• передбачати можливість застосування стандартних мов програмування і графічних інтерфейсів користувачів;

• забезпечувати перевірку достовірності отримуваних даних;

• мати систему управління базою даних, що забезпечує зберігання даних, отриманих на різних етапах обробки (дані ЛУО, дані, введені вручну, оброблені дані) з відміткою часу і достовірності не менше 5 років;

• містити засоби забезпечення резервних каналів зв'язку. Мати захист від перерви в подачі електроживлення.

3.4.2. До Центрального устаткування збору даних пред'являються вимоги, аналогічні вимогам до РУЗД, а також ЦУЗД повинно:

• забезпечувати формування надійного високошвидкісного обміну даними з РУЗД;

• містити програмні і апаратні засоби, що забезпечують автоматичний обмін даними із спеціалізованими системами, які забезпечують автоматизацію основних процесів функціонування енергоринку;

• мати засоби використання сучасних мереж передачі даних.

4. Основні етапи реалізації заходів

4.1. Провести обстеження підстанцій виробників, постачальників і споживачів в Енергоринку України:

- виявити задачі з діагностики, відновлення і заміни ТС, ТН, ЛЧ, ПО в залежності від термінів експлуатації і міжповірочних інтервалів;

- здійснити ревізію всього парку засобів вимірювальної техніки;

- визначити потенційні шляхи і можливості підвищення точності вимірювань за рахунок організаційно-технічних заходів;

- при необхідності провести атестацію засобів обліку.

4.2. Встановити локальне, регіональне і центральне устаткування для автоматизації збору даних. Залучити всі наявні можливості організації зв'язку між рівнями обліку, котрі відповідають встановленим вимогам.

Реалізація заходів 4.1 і 4.2 повинна бути першочерговою, оскільки дозволить зменшити похибку системи комерційного обліку з 15 % до 5 %.

4.3. При відсутності у вимірювальних схемах дублюючих ЛЧ існуючі перевести в дублюючі, а як основні установити нові ЛЧ з класом точності, що відповідає допустимим похибкам, встановленим в табл. 2.

4.4. Послідовно здійснити комплексну заміну устаткування вимірювальних схем таким чином, щоб спочатку вибиралась вимірювальна схема з найбільшою результуючою похибкою і в ній послідовно замінювались елементи, причому першим замінюється найгірший елемент.

Запропонована послідовність заміни устаткування реалізується спочатку для системи обліку активної потужності, а потім - реактивної потужності.

Для рівнів 5...8 заміна елементів є виправданою лише у тих випадках, коли у вимірювальних схемах плануються додаткові функції.

Впровадження нового обладнання без вирішення питань оснащення підприємств, відповідальних за його експлуатацію та повірку, необхідними технічними засобами неприпустимо.

4.5. Забезпечити модернізацію існуючих і встановлення сучасних каналів і систем зв'язку.

4.6. В рамках реорганізації існуючої системи обліку необхідно розробити комплекс нормативно-технічних документів, що регламентують єдиний порядок створення, впровадження та експлуатації не тільки окремих засобів вимірювальної техніки, але також розподільчих систем в цілому:

• нормативну документацію, що відповідає стандартам МЕК і встановлює вимоги до:

- допустимих похибок вимірювань системи обліку відповідно до потужності, що контролюється;

- обов'язкового визначення реальних вторинних навантажень ТС і ТН;

- організації повірки засобів обліку;

- локального устаткування обліку протоколів передачі даних і структур баз даних;

- розширення застосування засобів обліку на вхідні струми, що складають (1 • 5) % від номінальних;

• методичні вказівки щодо:

- визначення допустимих та дійсних похибок схем вимірювання, які складаються з ТС, ТН, ЛЧ;

- державної метрологічної атестації і повірки вимірювальних систем, які складаються з вимірювальних схем (ТС, ТН, ЛЧ), ліній зв'язку (від лічильників до ПО), локального устаткування збору і обробки даних;

- установлення індивідуальних метрологічних характеристик ТС і ТН в залежності від реальних вторинних навантажень;

- правил введення та реалізації обмежень по енергії та потужності, формування МН та звітності, пов'язаній з обмеженнями.

4.7. Масове застосування постачальниками і споживачами електроенергії сучасних приладів і систем обліку має економічно стимулюватися через систему багатоставочних і диференційованих тарифів на електричну енергію.

ДЕЯКІ ПОЛОЖЕННЯ ДЛЯ РЕАЛІЗАЦІЇ ЕТАПІВ

• Розробити програму впровадження і модернізації систем обліку електроенергії з дотриманням вимог цієї Концепції.

• Для створення системи нормативно-технічних документів необхідна розробка Державних стандартів України відповідно до проблематики, що розглядається.

Визначення постачальників устаткування і надання послуг має здійснюватися на тендерній основі.