Начало формыКонец формыМІНІСТЕРСТВО ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИНАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ УКРАЇНИ З ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ СТАНДАРТИЗАЦІЇ,МЕТРОЛОГІЇ ТА СЕРТИФІКАЦІЇ УКРАЇНИДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ БУДІВНИЦТВА, АРХІТЕКТУРИТА ЖИТЛОВОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИ^ ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ ПРОМИСЛОВОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИН А К А З17.04.2000 N 32/28/28/276/75/54Про затвердження Концепції побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринкуЗ метою підвищення точності та прозорості обліку електричноїенергії, створення умов для отримання достовірного балансуелектричної енергії і поступового переходу до автоматизованихрозрахунків між виробниками, транспортувальниками, продавцями тапокупцями електричної енергії Н А К А З У Є М О:1. Затвердити Концепцію побудови автоматизованих системобліку електроенергії в умовах енергоринку, що додається.2. Заступнику Міністра палива та енергетики Кривицькому В.В.в десятиденний термін забезпечити доведення до відома міністерств,інших центральних органів виконавчої влади, Ради міністрівАвтономної Республіки Крим, обласних, Київської таСевастопольської міських державних адміністрацій про введення вдію Концепції побудови автоматизованих систем облікуелектроенергії в умовах енергоринку.3. Контроль за виконанням цього наказу покласти назаступників міністрів та голів комітетів за напрямами діяльності.Міністр палива та енергетики С.ТулубГолова НКРЕ О.ГридасовГолова Держкоменергозбереження В.МеркушовГолова Держстандарту П.КабанГолова Держбуду В.ГусаковГолова Держпромполітики В.НовицькийСХВАЛЕНО Державною міжвідомчою комісією з виробництва і впровадження приладів обліку споживання паливно-енергетичних ресурсів 11.04.2000ЗАТВЕРДЖЕНО Наказ Мінпаливенерго, НКРЕ, Держкоменергозбереження, Держстандарту, Держбуду, Держпромполітики 17.04.2000 N 32/28/28/276/75/54КОНЦЕПЦІЯ побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринкуЗмістЧастина 1. Концептуальні положення побудови автоматизованихсистем обліку електроенергії в умовах енергоринку Передмова Вступ 1. Поточний стан системи обліку 1.1. Точність вимірювань і засоби вимірювань, щовикористовуються на різних рівнях системи обліку2. Принципи побудови системи обліку електричної енергії вумовах енергоринку 2.1. Загальні принципи організації вимірювань 2.2. Основні принципи організації системи контролю тауправління 2.3. Основні принципи організації збору і обробки інформації3. Заходи щодо підвищення ефективності роботи системи обліку 3.1. Підвищення точності вимірювань 3.2. Підвищення ефективності збору і обробки інформації 3.3. Основні вимоги до локального устаткування обліку (ЛУО) 3.4. Основні вимоги до регіонального і центральногоустаткування збору даних (РУЗД, ЦУЗД)4. Основні етапи реалізації заходів Деякі положення для реалізації етапівЧастина 2. Технічні вимоги до автоматизованих системкомерційного обліку електроенергії на об'єктах енергетики тапромисловості 1. Загальні положення 2. Вимоги до ЛЧ Загальні вимоги Основні вимоги до багатофункціональних ЛЧ 3. Вимоги до ПО 4. Вимоги до апаратних і програмних засобів на рівні ЛУО,РУЗД і ЦУЗД 5. Вимоги до каналів і протоколів зв'язку між ПО, ЛУО, РУЗД іЦУЗДЧастина 3. Технічні вимоги до автоматизованих системкомерційного обліку електроенергії на об'єктах побуту та сферипослуг 1. Загальні положення 2. Основні вимоги до АСКОЕ 3. Вимоги до ЛЧ і ВП Загальні вимоги 4. Вимоги до ПО 5. Вимоги до апаратних і програмних засобів на рівні ЛУО іЦУЗД 6. Вимоги до каналів і протоколів зв'язку між ПО, ЛУО і ЦУЗД 7. Вимоги до електронного платіжного засобу Терміни і визначення Коротка характеристика деяких нормативних документів (НД) Основні використані документи Розробники КонцепціїКонцепція побудови автоматизованих систем облікуелектроенергії в умовах енергоринку складається з трьох частин:Частина 1. Концептуальні положення побудови автоматизованихсистем обліку електроенергії в умовах енергоринкуЧастина 2. Технічні вимоги до автоматизованих системкомерційного обліку електроенергії на об'єктах енергетики тапромисловостіЧастина 3. Технічні вимоги до автоматизованих системкомерційного обліку електроенергії на об'єктах побуту та сферипослуг.Частина 1. Концептуальні положення побудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовах енергоринкуПередмоваУ зв'язку з переходом економіки країни на ринкові умовироботи важливого значення набувають питання достовірного облікуелектроенергії на всіх ділянках і рівнях її виробництва, передачіта споживання.До останнього часу в Україні були відсутні підприємства звиробництва необхідного спектра вимірювальної техніки, засобівзбору, передачі та обробки інформації. Відсутня також нормативнабаза і концепція створення зазначених пристроїв. У цей час багатопідприємств країни та зарубіжних фірм пропонують прилади різнихтипів та рівнів та інформаційно-вимірювальні системи. Тому булоприйнято рішення про розробку галузевої програми і концепціїрозвитку автоматизованих систем обліку електроенергії в умовахенергоринку.Цей документ є підсумковим у роботі "Концепція використанняінформаційно-вимірювальної техніки для обліку електричної енергіїв умовах функціонування ринку в Україні". При проведеннідосліджень використовувались документи [1-16], а результатидосліджень наведені у звітах про зазначену роботу [17, 18].У розділі 1 приведена оцінка існуючої системи облікувідповідно до критеріїв, визначених у розділі 2.У розділі 2 викладені основні принципи побудови системиобліку електричної енергії в умовах енергоринку, встановлені врезультаті аналізу методів формування вимірювальної інформації,вивчення досвіду західних країн, рекомендацій зарубіжнихекспертів.Розділ 3 містить інформацію про заходи щодо реорганізаціїсистеми обліку відповідно до принципів, викладених у розділі 2.Наведені технічні вимоги до устаткування збору та обробки данихрізних рівнів.У розділі 4 вказана черговість проведення заходів і наведенийперелік питань, що потребують вирішення при розробці нормативнихдокументів.Використання положень, викладених в концепції, має підвищитиефективність обліку електричної енергії та сприяти впорядкованостіфункціонування енергоринку України.ВступСтворення Оптового Ринку Електричної Енергії, що складаєтьсяз незалежних акціонерних компаній (державні електричні компанії тадержавні акціонерні електричні компанії), незалежного регулюючогооргану (Національна комісія з питань регулювання електроенергетикиУкраїни (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 наїї виробництво і передачу, моменту попиту (пори року, днів тижня ігодини доби), величини заявленої потужності та часу споживанняпотужності, то собівартість її є різною для кожної години року.Тому перехід до тарифів реального часу дозволяє вийти на дійснуціну електричної енергії та оптимізувати виробництво, постачання іспоживання електричної енергії. Це можливо лише при удосконаленнііснуючої системи обліку.Ефективність застосування тарифів реального часу значноюмірою залежить від дотримання певних умов, найважливіші серед якихнаступні: в енергоринку функціонує автоматизована система управлінняреального часу (в мінімальному варіанті повинна діяти розподільчав просторі енергоринку автоматизована система комерційного облікуі контролю виробництва, постачання і споживання електричноїенергії, що функціонує в реальному масштабі часу); автоматизовані взаєморозрахунки між учасниками енергоринку.Оскільки Енергоринок відповідає за дотримання ПравилКомерційного Обліку (КО), то має бути визначена сукупність вимогдо організації КО, до формування і використання інформації, щорегламентують права та обов'язки учасників КО. Енергоринок такожбере участь у реалізації порядку і стандартів комерційного обліку,улагодженні спірних питань з приводу помилок, що виникають всистемі комерційного обліку, забезпеченні, встановленні, перевірціта технічному обслуговуванні устаткування.У зв'язку з цим робота енергетичної галузі в умовахфункціонування енергоринку висуває підвищені вимоги до системиобліку, а саме, до рівня її автоматизації, точності, надійності тацілісності.Точність і достовірність системи обліку, в першу чергу,визначається засобами інформаційно-вимірювальної техніки, щозастосовуються, а також принципами їх використання.Основними показниками, що характеризують ефективністьвикористання інформаційно-вимірювальної техніки в системі обліку,є: точність представлення вимірювальної інформації; достовірність представлення вимірювальної інформації. Вдоповнення до класичного підходу і відповідно до об'єкта, щорозглядається, процес отримання достовірної інформації повиненбути автоматизований і може бути простою реєстрацією даних злічильників електроенергії протягом всього часу обліку до повністюавтоматизованого процесу реєстрації цих даних з їх повнимдублюванням і обов'язковою верифікацією; одночасність представлення вимірювальної інформації. Підодночасністю представлення вимірювальної інформації мається наувазі синхронність виконання вимірювань в точках обліку, порушенняякої призводить до виникнення похибки розсинхронізації, якавпливає на результати вимірювання.Зазначені показники визначаються в системі обліку принципамиорганізації вимірювань, якістю систем обліку і зв'язку.Однією із цілей вдосконалення системи обліку електроенергіїслід вважати створення умов для отримання за результатамивимірювань якомога більш достовірного балансу виробництва,передачі, розподілу і споживання електричної потужності абоенергії в межах держави, а також показників якості електричноїенергії, що споживається споживачами в розрахункових точкахобліку.При цьому технічне середовище, що реалізує вище вказаніфункції, повинне забезпечити можливість виконання цілісноюсистемою функції управління режимами електроспоживання, включаючирежимні заходи на споживачів електроенергії при порушеннідоговірних зобов'язань. А також фіксацію фактів режимних заходівна споживачів (покупців) електроенергії, що можуть привести доматеріальних збитків споживачів (покупців).У цей час статті зазначеного балансу, що складається наоснові даних обліку електроенергії, суттєво викривлені через різніпохибки вимірювання приладів обліку, що встановлені на різнихрівнях ринку електричної енергії України, а також в результатінесинхронності зчитування інформації з лічильників. Ці обставини,в свою чергу, викликають необхідність відносити всі небаланси, щовиникають, до втрат електричної потужності або енергії, що недозволяє об'єктивно оцінювати рівень технічно неминучих втрат вмережах і перетворювачах.1. Поточний стан системи обліку1.1. Точність вимірювань і засоби вимірювань, що використовуються на різних рівнях системи обліку1.1.1. З результатів дослідження систем обліку електроенергіїв Україні випливає, що значна кількість точок обліку оснащенарізними за типом і класами точності засобами вимірювань, більш 50%яких застаріли морально і фізично.1.1.2. Парк лічильників електричної енергії (ЛЧ) вимагаєзаміни, 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 експлуатаціївимірювальних схем: перевищуються втрати напруги у вимірювальнихсхемах, не виконуються вимоги до вторинних навантаженьтрансформаторів струму (ТС) і трансформаторів напруги (ТН),порушуються умови експлуатації ЛЧ, до засобів обліку незастосовується повірка відповідно до встановлених міжповірочнихінтервалів.1.1.4. Процентний розподіл ЛЧ активної енергії в залежностівід класу точності по різних рівнях системи обліку для генерації,міждержавних і міжсистемних перетоків наведено в табл. 1.Таблиця 1*--------------------------------------------------------------------------| Номер | Потужності |Всього | Розподіл лічильників активної || рівня | об'єктів |лічиль-| енергії в залежності від класу ||системи| контролю, |ників, | точності, ||обліку | МВА | % | % від загальної кількості лічильників || ** | | |---------------------------------------|| | | |кл. 2.0|кл. 1.0|кл. 0.7|кл. 0.5|кл. 0.2||-------+----------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------|| 1 | S > = 1000 | 100 | - | 12 | 4 | 54 | З0 || 2 |300 | 3 |100 |-------+----------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------|| 4 |50 | 5 |10 |-------+----------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------|| 6 |3 |-------+----------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------|| 7 |0.75 |-------+----------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------|| 8 |S |------------------------+-------+-------+-------+-------+-------+-------||В цілому по | 100 | 13 | 34 | 7 | 28 | 18 ||розглянутій множині | | | | | | |---------------------------------------------------------------------------------------- * Таблиця побудована за результатами обробки інформації, щоміститься 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 основнихвимірювальних 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 випадківнедостатній для рівнів 1...4 (Табл. 1) клас точності 0.5.1.1.7. Велика кількість вимірювальних схем працює в умовахзначного зниження (менше 20% від номінального значення)вимірюваної потужності, що призводить до різкого зростання похибкивимірювань. На рівнях 5...8 у багатьох точках облікуспостерігається зниження потужності нижче 5% від номінальної, що єнедопустимим з точки зору забезпечення прийнятної точностівимірювань.1.1.8. Верифікація здійснюється не у всіх вимірювальнихсхемах, а якщо і застосовується, то тільки вручну.1.1.9. Існуючі підходи до автоматизації обліку енергіїгрунтуються на несистематизованих вимогах.1.1.10. У цей час Енергоринок працює, застосовуючи засобителемеханіки, при цьому середня результуюча похибка досягає 15%.1.1.11. Існуючі вимірювальні схеми на рівнях 5...8 невідповідають сучасним вимогам тарифної системи (облік за зонамидоби, контроль, управління навантаженням).2. Принципи побудови системи обліку електричної енергії в умовах енергоринку2.1. Загальні принципи організації вимірювань2.1.1. Система комерційного обліку - це система реальногочасу, яка одержує інформацію від лічильників електричної енергії,та здійснює її автоматичну обробку з метою оперативногоінформування суб'єктів енегоринку про інтегральні витратиелектроенергії та потужності (рисунок 1).Підсистеми:- диспетчерського управління; Центральний- планування. -------------------------------------- рівень -------------------------------------- | : ... | : | : | : | : | :Підсистеми: | :- диспетчерського | : Регіональний рівень управління; | : (РЕС, Обленерго)- планування. -------------------------- -------------------------- | | : ... | : | | : | : | | : | : | | : |Локальний рівень | : |(ГК, районні | : |електричні мережі, | : \ /ПП) ------------------------------------------------- ----------------- | ЛУО | | ЕНЕРГОРИНОК | ------------------------------------------------- ----------------- | : : | : | : : | : / \ | : : | : | | : : | : | ------- : ------- | ----------| ПО | : | ПО | | Рівень об'єкту | | 1 | : | N | | ------- : ------- компанія (ГК), | : | | : : | | промислове | ....: | | : : | ------ підприємство (ПП), | : ----- | : ............. : | | побут та сфера | : | -- : : ---- | послуг) | : | | : ... | | ---------+--------+----+------------- : --------------+----+------------- | \/ ------- ------- | : | ------- ------- | | ------ | ЛЧ | | ЛЧ | | : | | ЛЧ | | ЛЧ | | | МН | о | | д | | : | | о | | д | | | ------- ------- | : | ------- ------- | | | | | | | ...... | | | | | | | |---+----- | | : ВП : | |---+----- | | | | --------| | ...... | | --------| | | | | | | | | | | -------- -------- | | -------- -------- | | | ТС | | ТН | | | | ТС | | ТН | | | -------- -------- | | -------- -------- | | | | | | | | | | | | | | | | | | -------------------------- | | -------------------------- | | | | | | | | | ------------------------------------- ---------------------------------Вимірювальна схема 1 ... Вимірювальна схема N---------- Основна лінія зв'язку, напр. числоімпульсний або послідовний код.......... Додаткова лінія зв'язкуТС трансформатори струму; ТН трансформатор напруги; ВП вимірювач параметрів якості електроенергії; МН маневрене навантаження; ЛЧО лічильник електроенергії (основний лічильник); ЛЧД лічильник електроенергії (дублюючий лічильник); ПО прилад обліку - вимірювальний компонент ЛУО; ЛУО локальне устаткування обліку електроенергії; РУЗД регіональне устаткування збору даних; ЦУЗД центральне устаткування збору даних.Рисунок 1. Структурна схема багаторівневої системи обліку.2.1.2. Точність вимірювальної інформації системи облікувизначається похибками вимірювань в точках обліку різних рівнів,синхронізацією проведення вимірювань, а також похибками обробкирезультатів вимірювань.2.1.3. Допустимі похибки вимірювань на різних рівнях системиобліку, в залежності від вимірюваної потужності, повинні бутиузгоджені між собою відповідно до формулиб P i j ---- = # ------ , (1) б P j iде б , б , P , P - відносні похибки вимірювань і i j i jвимірювані потужності на i-тому і j-тому рівнях системи обліку,відповідно. Підвищення точності вимірювань системи обліку може бутидосягнуто тільки пропорційним, згідно з формулою (1), підвищеннямточності вимірювань на всіх її рівнях. Підвищення точності вимірювань у порівнянні із значенням, щовизначається за формулою (1), в окремих точках обліку єметрологічно нераціональним. Застосування заходів щодо підвищення точності вимірювань всистемі обліку повинно здійснюватися за спеціальною програмою, щовраховує існуючу точність вимірювань на рівнях системи обліку,залежність між точністю вимірювань різних рівнів, яка визначаєтьсяза формулою (1), та інші фактори, в тому числі економічні.2.1.4. В нормативно-технічній документації для точок облікурізних рівнів системи обліку необхідно нормувати вимоги додопустимих похибок вимірювань, а не до класів точності засобіввимірювальної техніки, що використовуються у цей час. Пропонований спосіб нормування забезпечить більш точнувідповідність похибок вимірювальних систем вимогам допустимихпохибок вимірювань у точках обліку і розширить можливостівикористання засобів вимірювання при комплектуванні вимірювальнихсхем.2.1.5. При формуванні вимірювальних схем, які складаються зТС, ТН, ЛЧ, необхідно враховувати, що з позиції технічних іекономічних показників найбільш раціональним є стан, коли похибкивимірювання засобів вимірювання, які застосовуються, дорівнюютьодин одному або близькі за значенням, оскільки значне підвищенняточності одного з них в більшості випадків не призводить досуттєвого підвищення точності всієї схеми. Так, наприклад, збільшення точності ЛЧ у 2.5 рази, порівняноз ситуацією, коли похибка ТС, ТН і ЛЧ дорівнює одна одній,призводить до зниження результуючої похибки вимірювальної схемилише в 1.2 рази.2.1.6. При визначенні допустимої результуючої похибкивимірювальної схеми, яка складається з ТС, ТН, ЛЧ,використовується формула2 2 2 б = + - # б + б + б , (3) p mн mс сде б - результуюча похибка вимірювального вузла; pб - відносна похибка ТН; mнб - відносна похибка ЛЧ, mспри необхідності допускається користуватися уточненоюформулою2 2 2 2 2 L 2 б = + - 1,1 # б + б + б + б + б + S б , (3) P1 mн mс л 0 с j=1 cjде S - сума; б відносні втрати напруги у вторинних колах ТН; лб відносне значення складової сумарної похибки, викликаної 0кутовими похибками ТС і ТН; б відносні значення додаткових похибок ЛЧ, які враховують cjробочі умови застосування. Як випливає з розрахунків, проведених з використанням даних,які враховують робочі умови застосування вимірювальної схеми,значення б , визначене за формулою (3), може перевищувати P1значення б , визначене за формулою (2), у два рази. P2.1.7. Зняття показань в точках обліку має здійснюватися увідповідності з часовими позначками, і допустима похибкарозсинхронізації не повинна перевищувати значень, що визначаютьсяза формулою1 дельта t = --- б x t , (4) 3 iде б відносна похибка вимірювань на i-тому рівні системи iобліку; t тривалість інтервалу часу виміру, с.2.1.8. Існуючі телеметричні системи обліку, які невідповідають сучасним вимогам, повинні бути замінені на системи,які відповідають цій Концепції.2.1.9. На рівні об'єктів обліку необхідно забезпечитивимірювання та облік параметрів якості електричної енергії.2.1.10. Відповідно до ДСТУ 2708-94 облік електричної енергіїє сферою державного метрологічного нагляду, у зв'язку з чим всізасоби вимірювальної техніки, які застосовуються в системі обліку,підлягають державній повірці або державній метрологічнійатестації.2.2. Основні принципи організації системи контролю та управління2.2.1. Досвід зарубіжних енергетичних систем, особливо тих,хто працює в умовах ринку, доводить необхідність введення процедурперевірки точності і достовірності інформації на всіх рівнях і вусіх точках системи обліку, де здійснюються облік і обробка даних. Це важливо не тільки з технічної точки зору, але також зточки зору економічних і правових взаємовідносин виробника,постачальника і споживача.2.2.2. На рівнях системи обліку 1...5 (таблиця 1) повиннобути забезпечено дублювання лічильника електричної енергії, якелемента, що виконує основну і найбільш складну вимірювальнуоперацію.2.2.3. На рівні ЛУО поряд із збором і обробкою даних повиннабути передбачена верифікація вимірювальної інформації по кожномуоб'єкту обліку (ОО), що контролюється ЛУО.2.2.4. Верифікація на рівні ОО має полягати не тільки вперевірці функціонування основного і дублюючого лічильника, але ів перевірці точності їх показань.2.2.5. Верифікація вимірювальної інформації має бутипередбачена на всіх рівнях устаткування збору та обробки даних імає забезпечувати перевірку достовірності даних, що оброблюються іпередаються.2.2.6. Інформація, що передається, починаючи з рівня ПО,повинна мати позначку якості.2.2.7. При передачі інформації на ділянках від ЛУО дорегіонального устаткування збору і обробки даних і вище між усімарівнями устаткування збору і обробки даних рекомендуєтьсяздійснювати дублювання каналів зв'язку.2.2.8. Первинні дані в необробленому вигляді підлягаютьархівації і зберіганню без будь-якого коректу. Технічне середовищеавтоматизованих систем комерційного обліку електроенергії (АСКОЕ)повинне забезпечити можливість управління МН.2.3. Основні принципи організації збору і обробки інформації2.3.1. Основним є вимога загального інформаційного просторудля всіх суб'єктів енергоринку. На практиці це положенняреалізується у вигляді єдиної інтегрованої мережі збору,накопичення і обробки інформації про виробіток і споживанняенергії. Всі суб'єкти енергоринку мають авторизований доступ довихідної інформації.2.3.2. Застосування глобальної мережі передачі даних, щозабезпечує зв'язок між обробкою даних на верхніх рівнях. Мережаповинна бути багатофункціональною (тобто, бути основою для системиобліку, системи планування і диспетчерської системи).Використовуючи стандартні методи побудови глобальної мережі, разомз тим необхідно приділяти увагу дублюванню каналів зв'язку іпріоритетності потоків інформації.2.3.3. Як апаратний базис інтеграції пристроїв обробки данихна рівнях регіонального устаткування збору даних (РУЗД) іцентрального устаткування збору даних (ЦУЗД) рекомендуєтьсявикористовувати високонадійні вимірювальні засоби, яківідповідають сучасним промисловим стандартам, що дозволяєпоєднувати їх високі експлуатаційні характеристики з доступністюпрограмного забезпечення для базового операційного середовища.2.3.4. Устаткування ЛУО повинно бути орієнтовано на різнітипи засобів обліку, що, з одного боку, відображає ситуацію венергетиці України, а з іншого - забезпечує відкритість системи.2.3.5. Орієнтація на підтримку відкритих уніфікованихпротоколів зв'язку з робочими станціями, серверами. Завдяки цьомуможлива інтеграція з різними операційними платформами іпристроями, які використовуються на верхніх рівнях систем, щорозглядаються.2.3.6. Надання розробниками програмного забезпеченняінтерфейсу програмування прикладного рівня у вигляді декларативнихі алгоритмічних описів.2.3.7. Передача в диспетчерську підсистему оперативної істатистичної інформації з комерційного обліку, приймання віддиспетчерської підсистеми інформації з метою верифікації основнихпоказань.2.3.8. Передача в підсистему планування/прогнозувннянеобхідної комерційної і статистичної інформації.2.3.9. Для передачі даних можливе сумісне використанняканалів зв'язку автоматизованими системами обліку та іншимисистемами з метою резервування та зменшення витрат наустаткування.3. Заходи щодо підвищення ефективності роботи системи обліку3.1. Підвищення точності вимірювань3.1.1. В рамках реорганізації існуючої системи облікурекомендується нормувати вимоги до допустимих похибок вимірювань вточках обліку. Похибки вимірювань, встановлені з урахуванням існуючихтехнічних можливостей і рекомендовані для рівнів системи обліку якдопустимі, приведені в таблиці 2.Таблиця 2*------------------------------------------------------------------| Номер | Потужності об'єктів |Допустима похибка вимірювань, || рівня | контролю, МВА | % || системи | | || обліку | | ||---------+-----------------------+------------------------------|| 1 |S > = 1000 | 0.3 (0.7 **) ||---------+-----------------------+------------------------------|| 2 |300 |---------+-----------------------+------------------------------|| 3 |100 |---------+-----------------------+------------------------------|| 4 |50 |---------+-----------------------+------------------------------|| 5 |10 |---------+-----------------------+------------------------------|| 6 |3 |---------+-----------------------+------------------------------|| 7 |0.75 |---------+-----------------------+------------------------------|| 8 |S -------------------------------------------------------------------------------- * для оптового ринку за базовий прийнято рівень 3, дляроздрібного - рівень 7. ** вказані значення допустимих похибок вимірювань приймаютьсяна перехідний період формування системи обліку енергоринку. *** для прямого ввімкнення лічильників (без ТС і ТН).3.1.2. Для забезпечення зазначеної точності вимірюваньнеобхідно вжити таких заходів: Розробити і затвердити нормативні документи, що встановлюютьвказані вимоги до точності вимірювань на рівнях системи обліку.Здійснити ревізію вимірювальних схем, які використовуються віснуючих точках обліку, для виявлення і усунення: невідповідності установленим нормам допустимих вториннихнавантажень ТС і ТН втрат напруги у вторинних колах ТН, щоперевищують 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 точностіз індексом S; На рівнях 1...3 необхідне значення результуючої похибкивимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) допускається забезпечувати шляхоматестації ТС, ТН, ЛЧ за індивідуальними метрологічнимихарактеристиками; На рівнях оптового енергоринку (рівні 1...5) дляавтоматизації процесів зчитування і обробки вимірювальноїінформації здійснити установку ЛУО для охоплення всіх об'єктівобліку; Передбачити послідовне впровадження нових засобів вимірюваньз поліпшеними метрологічними характеристиками.3.1.3. Структура вимірювального комплексу у складі ТС, ТН, ЛЧі ПО (рисунок 1) рекомендується як типова для застосування вточках обліку, які відносяться до оптового і роздрібногоенергоринку (ОО). ПО отримує інформацію від ЛЧ по спеціальних лініях зв'язку учислоімпульсному коді і/або по послідовних інтерфейсних каналахзв'язку. Похибка ПО має бути меншою за результуючу похибкувимірювальної схеми (ТС, ТН, ЛЧ) не менше ніж у три рази. ПО повинно мати енергонезалежну пам'ять і годинник реальногочасу, а також здійснювати формування, обробку і накопиченнявимірювальної інформації за різні інтервали часу. Корекція похибок основного і дублюючого ЛЧ, ТС і ТН поатестованих алгоритмах може застосовуватися як додаткова функціяПО. ПО як пристрій, що виконує вимірювальні функції, повинен бутивизнаний Держстандартом України як засіб вимірювальної техніки. Компоненти вимірювального комплексу (ПО і ЛЧ) мають підлягатидержавній метрологічній атестації.3.1.4. ЛУО має забезпечувати передачу вимірювальноїінформації на більш високі рівні системи збору і обробки даних, атакож синхронізацію годинника реального часу ПО із системнимисигналами реального часу.3.2. Підвищення ефективності збору і обробки інформації3.2.1. Основні параметри устаткування збору і обробки данихпереважним чином визначаються ЛУО і його вимірювальнимикомпонентами ПО та ЛЧ. Тому формування локального рівня задопомогою сучасних технічних засобів, що мають високі метрологічніі експлуатаційні характеристики, має вирішальне значення дляпідвищення ефективності системи збору і обробки інформації.3.2.2. Комплектація ЛУО устаткуванням збору і обробки данихповинна здійснюватися за рахунок: заміни застарілих систем збору і обробки інформації або їхмодернізації відповідно до вимог розділу 2 даного документа; впровадження нових технічних засобів з метою охопленнямаксимальної кількості точок обліку.3.2.3. Обов'язковим є виконання загальних вимог доустаткування збору і обробки даних: використання уніфікованих протоколів міжрівневого обміну; застосування уніфікованих структур баз даних.3.2.4. Необхідна реконструкція каналів передачі даних, заміназастарілого устаткування, забезпечення швидкості передачі даних: між ЛУО і РУЗД та між окремими компонентами ЛУО - формуваннянадійних середньошвидкісних систем обміну даними; між РУЗД і ЦУЗД - застосування високошвидкісних каналівпередачі даних.3.3. Основні вимоги до локального устаткування обліку (ЛУО)3.3.1. До ПО, як до вимірювальних компонентів ЛУО, ставлятьсятакі обов'язкові вимоги: повинно бути забезпечено введення даних від вимірювальноїсхеми у вигляді імпульсів і/або послідовних даних і формуваннявимірювальної інформації по ОО; метрологічні характеристики мають бути підтвердженівідповідними документами органів Держстандарту України; вихідні дані повинні бути забезпечені: часовою міткою часу,що фіксує момент їх останньої модифікації, і ознакою, яка визначаєїх якість; дані повинні оброблятися за такі облікові періоди:півгодини/година, доба для оптового енергоринку; для роздрібногоенергоринку - відповідно до діючих зонних тарифів; мінімальна глибина зберігання даних повинна відповідатинормативним документам оптового і роздрібного енергоринків; конструкція і алгоритм функціонування ПО повиннізабезпечувати виконання функцій управління МН з веденням повногопротоколу часових та режимних обмежень по потужності та енергії; конструкція і алгоритм функціонування ПО повиннізабезпечувати захист від несанкціонованого впливу на виміри іобробку даних; події, пов'язані з позаштатними змінами зовнішнього івнутрішнього середовища, повинні бути ідентифіковані і дані прониЧастина 2. Технічні вимоги до автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії на об'єктах енергетики та промисловості1. Загальні положення1.1. Справжні технічні вимоги є обов'язковими і достатнімипри виборі технічних засобів, що використовуються для побудовиавтоматизованих систем комерційного обліку електроенергії.1.2. Технічні вимоги розроблені відповідно до Концепціїпобудови автоматизованих систем обліку електроенергії в умовахенергоринку України, затвердженої 2