Программа создания автоматизированной системы

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
ЭНЕРГЕТИКА ЖӘНЕ МИНЕРАЛДЫҚ
И МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
РЕСУРСТАР МИНИСТРЛІП
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
БҮЙРЫҚ
Астана каласы
ПРИКАЗ
Об утверждении Программы создания
автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии
В
целях
реализации
Закона
Республики
Казахстан
электроэнергетике» ПРИКАЗЫВАЮ:
1. Утвердить прилагаемую Программу создания автоматизированной
системы коммерческого учета электроэнергии субъектов оптового рынка
электрической энергии.
2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на
Департамент электроэнергетики и твердого топлива (Бертисбаев Н.Б.).
Министр
«Об
В. Школьник
Программа
создания автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии субъектов оптового рынка электроэнергии
1. Введение
Программа создания автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии (далее - АСКУЭ) субъектов оптового рынка электроэнергии разработана
в соответствии с Законом Республики Казахстан «Об электроэнергетике».
В настоящем документе показана актуальность внедрения единой трехуровневой
автоматизированной информационно-измерительной системы учета электроэнергии в
современных условиях работы отрасли, рассмотрены вопросы технического,
метрологического и нормативного обеспечения АСКУЭ.
Документ предназначен для использования проектными, наладочными и
эксплуатационными организациями при производстве работ по разработке и внедрению
АСКУЭ в секторе электроэнергетики.
2. Цель создания и назначение АСКУЭ
Основной целью создания АСКУЭ является точное и оперативное определение
количества электрической энергии, выработанной электростанциями Казахстана или
полученной от других государств, переданной по электрической сети и отпущенной
потребителям, точное определение потерь электрической энергии при ее передаче и
распределении,
АСКУЭ предназначена для автоматизации функций:
•
формирования базы данных коммерческого учета выработки и потребления
электроэнергии по каждой точке учета;
•
формирования фактических балансов производства-потребления
электрической энергии в разрезе потребителей и энергопроизводящих
организаций оптового и розничного рынков РК;
•
обеспечения оперативно-технологического персонала субъектов рынка
объективной информацией для управления распределением электроэнергии
и мощности;
•
определения потерь электроэнергии при её передаче.
Программно-технические средства АСКУЭ должны обеспечивать
измерения электрической энергии с необходимой точностью, сбор и оперативную
передачу по каналам связи информации учета электрической энергии на диспетчерские
пункты субъекта рынка и Системного оператора.
Основным назначением АСКУЭ является предоставление субъектам рынка
достоверных и узаконенных нормативными документами данных учета электроэнергии в
объемах и в сроки, обусловленные правилами работы рынка.
3. Структура АСКУЭ
Структура и иерархия АСКУЭ должна соответствовать существующей структуре
управления в секторе электроэнергетики РК и включать следующие уровни:
•
локальный;
• региональный;
•
центральный.
3.1. Локальный уровень системы
Локальный уровень включает:
•
подстанции ОАО "KEGOC";
•
подстанции субъектов рынка электроэнергии;
Программно-технический комплекс АСКУЭ локального уровня
осуществляет:
•
сбор с электросчетчиков показаний электроэнергии с заданными
интервалами;
•
параметризация устройств коммерческого учета;
•
хранение параметров устройств коммерческого учета;
•
хранение данных коммерческого учета;
•
контроль достоверности показаний электросчетчиков и работоспособности
локальной системы;
•
поддержание единого системного времени в локальной системе;
•
защиту информации от несанкционированного доступа;
•
формирование и передачу с заданным интервалом требуемой информации
на региональный уровень управления;
•
формирование баланса электроэнергии по подстанции при необходимости;
•
отображение информации при необходимости.
3.2. Региональный уровень системы
Региональный уровень включает:
•
региональные диспетчерские центры (далее - РДЦ) филиалов ОАО
"KEGOC";
•
диспетчерские центры РЭК, входящие в зону управления РДЦ;
•
электростанции;
•
потребители электроэнергии, являющиеся субъектами рынка
электроэнергии.
Региональная база данных учета электроэнергии формируется в РДЦ ОАО
"KEGOC".
Программно-технический комплекс АСКУЭ регионального уровня осуществляет:
•
сбор с заданным интервалом и обработку информации от локальных
уровней;
•
формирование и хранение параметров устройств коммерческого учета;
•
формирование региональной базы данных текущего и долговременного
учета электроэнергии;
•
формирование баланса электрической энергии по отдельным группам
счетчиков, отдельным подстанциям, энергоузлам и в целом по региону;
•
определение фактических потерь электроэнергии по региону;
•
•
•
•
•
•
•
•
обмен информацией с системой оперативного управления;
обмен информацией с субъектами рынка электроэнергии;
формирование и передачу информации на центральный уровень;
контроль работоспособности региональной системы;
формирование архивов учетных данных с длительным сроком хранения;
поддержание единого системного времени в региональной системе;
защиту информации от потери и несанкционированного доступа;
отображение информации.
3.3. Центральный уровень системы
Центральный уровень включает Головной филиал ЦЦУ ЕЭС Казахстана. Программнотехнический комплекс АСКУЭ центрального уровня осуществляет:
•
сбор с заданным интервалом и обработку информации от региональных
уровней;
•
формирование полной базы данных текущего и долговременного учета
электроэнергии;
•
расчет потерь по межрегиональным и межгосударственным линиям, по
линиям разных классов напряжения и в целом по Национальной
электрической сети;
•
•
•
•
•
•
формирование баланса электрической энергии по регионам, в целом по
Национальной электрической сети ОАО "KEGOC;
обмен информацией с системой оперативного управления и с торговой
системой (при необходимости);
обмен информацией с субъектами регионального уровня;
обмен информацией с системами АСКУЭ сопредельных государств;
контроль работоспособности системы в целом;
поддержание единого системного времени в системе;
защиту информации от потери и несанкционированного доступа;
•
отображение информации.
•
4. Техническое обеспечение АСКУЭ
Система должна создаваться на основе стандартных и открытых решений быть
устойчивой к внешним воздействиям, обеспечивать синхронность и достоверность
измерений, иметь возможность расширения списка и подключения АСКУЭ субъектов
рынка.
Система учета электроэнергии состоит из четырех подсистем:
•
подсистемы измерений электроэнергии;
•
подсистемы сбора данных;
•
подсистемы телекоммуникаций;
•
подсистемы отображения, хранения и управления данными.
4.1. Подсистема измерений электроэнергии
Основным источником информации является счетчик электроэнергии, который
осуществляет автоматическое измерение активной и реактивной электроэнергии.
В состав подсистемы измерений входят измерительные трансформаторы тока и
напряжения, современные электронные счетчики электроэнергии с долговременной
памятью, имеющие последовательный интерфейс для цифровой передачи данных.
Требования к 'классу точности измерительных комплексов определены в разделе 5
Электросетевых правил Республики Казахстан.
При невозможности установки приборов учета в точке балансового раздела у
субъекта рынка, или невозможности организации каналов связи для включения этих
приборов в систему АСКУЭ следует, по взаимному согласованию сторон, использовать
противоположные концы присоединений, включенных в АСКУЭ.
На линиях 110 кВ и выше, по которым передается энергия между субъектами
рынка в обоих направлениях, на каждом конце линии должны быть установлены
комплексы учета электроэнергии с устройствами сбора и передачи данных в систему
АСКУЭ.
4.2. Подсистема сбора данных
Сбор данных учета электрической энергии со счетчиков осуществляется в
соответствии с регламентом, определенным требованиями раздела 5 Электросетевых
правил
Республики
Казахстан.
Способом
мультиплексирования
счетчиков
осуществляется автоматизированный сбор контролируемых данных в устройства сбора
данных и подготовка информационного пакета для передачи в подсистему
телекоммуникаций.
4.3. Подсистема телекоммуникаций
Подсистема телекоммуникаций обеспечивает надежный обмен данными между
контролируемыми объектами и диспетчерским пунктом компании, между диспетчерским
пунктом компании и Системным оператором. Надежный обмен обеспечивается
использованием дублированных каналов связи, например, основной выделенный канал и
в качестве резервного коммутируемый канал или канал Internet, либо основной канал
Internet и в качестве резервного коммутируемый канал.
Базовой телекоммуникационной средой является телекоммуникационная сеть
Системного оператора. Подключение подсистемы телекоммуникаций субъекта рынка к
базовой телекоммуникационной сети осуществляется в ближайшем пункте Системного
оператора (подстанция, РДЦ или ЦДУ) в соответствии с требованиями цифровых
информационных технологий.
Создание подсистемы телекоммуникаций требует достаточно высоких
капиталовложений, поэтому её рекомендуется создавать по отдельному проекту в составе
формирования корпоративной информационной сети каждого субъекта рынка.
4.4. Подсистема отображения, хранения и управления данными
Подсистема отображения, хранения и управления данными обеспечивает прием и
обработку данных, формирование базы данных, архивирование и хранение данных,
графическое и табличное отображение данных, формирование нужного объема
информации для взаимообмена данными с информационными центрами других уровней.
База данных учетной информации должна обеспечивать формирование и хранение
информации, отвечающей требованиям раздела 5 Электросетевых правил Республики
Казахстан.
Данные показаний счетчиков электроэнергии^ содержат фиксированное время
измерения и записываются в базу данных по этому признаку.
В базе данных создаются пользователи и атрибуты пользователей, и
осуществляется их контроль. Каждому пользователю присваивается блок пароля и
доступа. Определенные имя и пароль пользователя должны быть введены в процедуру
входа пользователя в систему для начала сеанса работы.
Администратор базы данных должен иметь возможность создавать, изменять или
удалять пользователей, группы доступа и предписывать функции для этих групп.
Администратор базы данных должен иметь возможность создавать и удалять
пункты измерения в базе данных и предписывать их каналу связи.
5. Метрологическое и нормативное обеспечение АСКУЭ
Метрологическое обеспечение АСКУЭ - это комплекс организационно-технических
мероприятий, направленных на обеспечение достоверности информации о
количественном учете электроэнергии, базирующихся на положениях Закона Республики
Казахстан «Об обеспечении единства измерений» и других нормативно-технических
документах Госстандарта РК.
Смонтированные, налаженные и прошедшие опытную эксплуатацию системы
АСКУЭ субъектов рынка должны быть аттестованы Госстандартом РК. Аттестации
подлежат следующие документы АСКУЭ:
•
техническое задание на проектирование;
•
проектная документация;
•
эксплуатационная документация;
•
программа испытаний;
•
акты поверки средств измерений.
Средства и каналы передачи данных от энергообъектов на следующие уровни
управления, а также средства обработки информации не подлежат метрологической
аттестации, поскольку не являются средствами измерения электроэнергии.
Средства измерения, входящие в систему АСКУЭ, должны проходить
периодическую поверку согласно установленным межповерочным интервалам.
6. Организационное обеспечение АСКУЭ
Техническое и методическое руководство по созданию единой информационной
автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии осуществляет
Системный оператор.
При создании АСКУЭ необходимо руководствоваться положениями настоящей
Программы, требованиями раздела 5 Электросетевых правил Республики Казахстан,
действующими
нормативными
и
методическими
документами,
приказами
Уполномоченного органа и субъектов рынка.
Обязательные мероприятия по созданию АСКУЭ:
•
разработка технического задания (далее - ТЗ) для проектирования АСКУЭ
субъекта рынка, согласование и утверждение ТЗ Системным оператором;
•
•
•
•
•
•
•
выполнение технического проекта создания АСКУЭ на основе
утвержденного ТЗ, согласование и утверждение проекта Системным
оператором;
разработка рабочей документации по монтажу и наладке АСКУЭ;
монтаж и наладка программно-технического комплекса АСКУЭ;
испытания на гарантированную эксплуатационную готовность системы;
опытная эксплуатация АСКУЭ;
метрологическая аттестация системы;
ввод в промышленную эксплуатацию АСКУЭ.
•
•
•
Срок создания АСКУЭ субъектами рынка электроэнергии:
Электрические станции - до 1 января 2005 года;
Электросетевые компании - до 1 июля 2005 года;
Потребители электроэнергии - до 1 октября 2005 года.
Для разработки ТЗ и технического проекта каждый субъект рынка при
необходимости обращается к Системному оператору с письменным запросом о выдаче
Технических условий на подключение АСКУЭ. В технических условиях отражаются
вопросы организации каналов связи от субъекта рынка к РДЦ Системного оператора,
объем входной и выходной информации для Системного оператора, структура и значение
уникального идентификационного кода каждого комплекса коммерческого учета
электроэнергии. ТЗ и проект могут быть разработаны как специализированной
организацией, так и силами субъекта рынка.
Для разработки рабочей документации, монтажа и наладки АСКУЭ, проведения
испытаний и сдачи системы в опытную эксплуатацию необходимо выбрать Подрядчика,
имеющего опыт выполнения данных работ.
Метрологическая экспертиза системы проводится субъектом рынка в период
опытной эксплуатации с участием Подрядчика при необходимости.
При успешном завершении опытной эксплуатации субъект рынка с участием
Системного оператора формирует комиссию и программу ввода АСКУЭ в
промышленную эксплуатацию. Комиссия анализирует: • соответствие выполнения
АСКУЭ утвержденному проекту;
•
•
•
наличие необходимой эксплуатационной документации;
наличие соответствующих свидетельств органов Госстандарта РК;
результаты опытной эксплуатации.
Акт комиссии должен подтверждать техническую, метрологическую и
организационную готовность использования АСКУЭ субъекта рынка в качестве системы
коммерческого учета электроэнергии.