• Содержание номера
  • Рейтинг:  0 
 

Автоматизированные системы коммерческого учета энергоресурсов ФСК

 

Автор

 

    Создание автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭ) в электроэнергетике - ключевое звено реализации единой системы измерения электроэнергии для взаиморасчетов между участниками рынка электроэнергии с учетом реальных ее потерь, инструмент повышения эффективности работы отрасли.
    Цели создания АСКУЭ сетевых компаний - своевременное и надежное обеспечение сетевой компании информацией о перетоках электроэнергии между участниками оптового рынка для учета потерь электроэнергии и расчетов за них в сетях компании; выявление очагов потерь с целью их минимизации; контроль показателей качества электроэнергии.
    Сегодня в электроэнергетике идет этап реформирования, который накладывает существенный отпечаток на процесс создания АСКУЭ всего электросетевого комплекса. Реализация программ строительства АСКУЭ осложняется не только из-за их масштабов, но и из-за организационных и технических трудностей. Однако решить эту задачу необходимо и возможно, причем она будет выполнена с максимальным учетом современных достижений и тенденций.
    Электроэнергетическая система (ЭЭС) - это совокупность производственных объектов электроэнергетики (генерирующих источников, сетевых и вспомогательных элементов) и потребителей электроэнергии, связанных общностью электрического режима в непрерывном процессе производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, а также единством централизованного оперативно-диспетчерского управления.
    До организации конкурентного рынка электроэнергии продажа электроэнергии осуществлялась на границе балансовой принадлежности между продавцом (АО-энерго) и покупателем (потребителем). На этой же границе велся и учет электроэнергии. Продавец и покупатель были смежными субъектами. Согласованные между ними показания контролируемого с обеих сторон счетчика (<весов>) являлись основой взаиморасчетов. С организацией конкурентного рынка ситуация меняется. Рынок дает возможность покупателю совершать сделки с любым продавцом электроэнергии. Точки учета электроэнергии по-прежнему ориентированы на границу балансовой принадлежности, но с реструктуризацией АО-энерго эта граница в большинстве случаев будет проходить по границам электрических сетей, продавец и покупатель (участники рынка) разделятся электрической сетью. Смежными субъектами становятся продавцы и сетевые компании, покупатели и сетевые компании. <Весы> между продавцом и покупателем территориально разносятся, и сверить их показания, как прежде, покупатель и продавец уже не могут. Сверка же показаний счетчиков между продавцом и покупателем через посредника - сетевую компанию может привести к юридическим разногласиям и к усилению влияния человеческого фактора на расчеты потерь электроэнергии. Более того, расторговываться будут не только объемы, но и <профили> (получасовые приращения) электроэнергии. В этом случае необходимо будет подтвердить режимы работы как генерации, так и потребления электроэнергии, что при наличии человеческого фактора может привести к противоречиям с системами диспетчерского управления. Эти обстоятельства требуют иного подхода к обоснованию выполнения условий взаиморасчетов. Наиболее перспективным решением на сегодняшний день видится опора не на договоренности между участниками рынка, а на закон <Об обеспечении единства средств измерений>, что практически выливается в обеспечение единства моделей и систем измерения субъектов рынка (продавцов, покупателей, сетевых компаний и Системного оператора) на основе ГОСТов для измерительных систем. Это единство и закладывается в сегодняшние АСКУЭ - <весы>, строительство которых и надзор за которыми ведется в соответствии с ГОСТами. Показания таких <весов> могут контролироваться не только смежными субъектами, но и Администратором торговой системы. Данные от этих систем, поступая в НП <АТС>, будут служить основой взаиморасчетов между участниками рынка, основой расчета балансов генерации, потребления и потерь электроэнергии.
    Расширяющийся рынок электроэнергии определит новые условия для управления энергосистемой, даст новый опыт работы. До появления рынка режимы энергосистем управлялись только системами диспетчерского управления. С появлением рынка возникает новый фактор управления - сам рынок. Создание систем коммерческого учета и систем диспетчерского управления на единой измерительной основе позволит уменьшить неопределенность влияния фактора рынка, исключить существующие разногласия в системах управления, поможет Системному оператору точнее ориентироваться в новых условиях, повысит надежность систем диспетчерского управления. Но само по себе обеспечение единства измерений систем коммерческого учета и диспетчерского управления не может полностью решить задачу Системного оператора: для управления режимами энергосистем требуется более частая, чем для АСКУЭ, периодичность опроса датчиков.

    С появлением рынка возникает новый фактор управления - сам рынок. Создание систем коммерческого учета и систем диспетчерского управления на единой измерительной основе позволит уменьшить неопределенность влияния фактора рынка, исключить существующие разногласия в системах управления, поможет Системному оператору точнее ориентироваться в новых условиях, повысит надежность систем диспетчерского управления.

    Разработчики средств измерения продолжают работу в этом направлении. С одной стороны, увеличивается частота опроса счетчиков. Сегодня с помощью счетчика можно осуществить мониторинг мощности (напряжения, тока) с частотой раз в 30 с, а параметры качества электроэнергии - с частотой примерно раз в минуту. Возможности счетчиков приближаются к требованиям диспетчерского управления. С другой стороны, разработаны многоканальные высокоскоростные контроллерные средства измерения напряжения тока и частоты, в которых сертифицированы функции счетчиков электроэнергии. Возможности высокоскоростных многоканальных систем измерения сближаются с требованиями к счетчикам. Появились измерительные трансформаторы с встроенными аналого-цифровыми преобразователями. Все это дает уверенность в том, что началось движение к созданию системы измерения, единой для систем коммерческого учета и диспетчерского управления.
    Интеграция систем коммерческого учета и диспетчерского управления - вопрос будущего. С открытием рынка, конечно, в первую очередь необходимо обустраивать учет, но ОАО <ФСК ЕЭС> в своих системах коммерческого учета заложило возможность такой интеграции благодаря приобретению счетчиков с периодичностью опроса раз в минуту. На ряде подстанций будут проектироваться высокоскоростные системы измерения. На наш взгляд, это перспективное направление. Сначала, возможно, интеграция систем будет произведена на уровне серверов и контроллеров, а затем и на уровне датчиков. Все это реально, но требует времени.
    Одной из основных задач создания АСКУЭ является задача измерений. Измерение (в частности, электроэнергии) - сложный процесс, включающий в себя взаимодействие целого ряда структурных элементов:

  • человеческого фактора;
  • измерительной задачи;
  • объекта измерений;
  • модели измерений;
  • принципа и метода измерений;
  • технических и программных средств измерений;
  • условий измерений.
        Решениями этой задачи служат:
  • результаты измерений;
  • погрешности измерений.
        Предварительный анализ показал, что определение погрешностей предстоящих измерений требует особого внимания. Дело осложняют следующие обстоятельства:
  • отсутствие средств измерения (включая трансформаторы тока) в необходимых местах измерения из-за смещения границ балансовой принадлежности;
  • перегрузка цепей существующих измерительных трансформаторов тока и напряжения;
  • отсутствие возможности поверки измерительных трансформаторов на напряжение 750 кВ;
  • масштабы и связанные с ними объемы и сроки работ;
  • сжатые сроки ввода в эксплуатацию АСКУЭ.
        Началом работ по созданию АСКУЭ можно считать выпуск приказа РАО <ЕЭС России> № 73 от 24.02.1997 г. <Об утверждении этапов проекта АСКУЭ - уровень объектов РАО <ЕЭС России>. С тех пор понимание термина АСКУЭ многократно изменялось. Сегодня в различных нормативных документах существует несколько определений автоматизированных систем коммерческого учета энергоресурсов. Основное различие в понимании назначения АСКУЭ заключено в их определении как <систем контроля и управления электроэнергией>, - с одной стороны, и <систем коммерческого учета электроэнергией>, - с другой. По всей вероятности, важно и то и другое, но анализ существующих систем показал, что преобладало понимание <контроля и управления>, а сегодня, когда образовался рынок электроэнергии, требуется смещение акцента на <коммерческий учет>.
        На сегодняшний день в сфере коммерческого учета электроэнергии существуют следующие нормативные документы:
  • федеральный закон <Об электроэнергетике>;
  • федеральный закон <Об энергосбережении>;
  • федеральный закон <О техническом регулировании>;
  • федеральный закон <Об обеспечении единства средств измерений>;
  • постановление Правительства РФ № 643 от 24.10.2003 г. <О правилах оптового рынка переходного периода>;
  • ведомственные акты Минэнерго1;
  • ведомственные акты РАО <ЕЭС России>2;
  • ведомственные акты Госстандарта;
  • ГОСТы, стандарты организаций.
        Эти документы отражают развитие понимания строения систем коммерческого учета и в настоящее время требуют внимательного изучения и интеграции с целью построения единой системы, пригодной для конкурентного рынка электроэнергии. Такая работа с активным участием ОАО <ФСК> проводится под управлением НП <АТС>, и ее результатом в ближайшее время должно стать принятие технических требований к АСКУЭ и регламентов коммерческого учета. Эти документы будут положены в основу единства систем коммерческого учета и направят их дальнейшее развитие, сохранив возможную преемственность существующих документов.
        АСКУЭ ОАО <ФСК> в общем случае представляет собой иерархическую трехуровневую систему, основные принципы построения которой лежат в рамках разрабатываемых нормативных документов с использованием апробированных и сертифицированных технических средств и программного обеспечения. Все измерения заканчиваются на уровне подстанций.
        На нижнем уровне (уровне подстанций) цифровые счетчики объединяются контроллерами (УСПД3). Режим работы этого уровня - автоматический. На втором уровне серверами, установленными в МЭС4, объединяются контроллеры подстанций. А на верхнем уровне серверы МЭС объединяются сервером ФСК.

        На текущий момент не до конца решена задача расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Полностью открытым остается вопрос нормирования потерь.

        Непростую задачу, учитывая масштабы России, представляет сбор информации с подстанций сетевой компании. На первом этапе эта задача решается с помощью спутниковой связи <ГОНЕЦ>: организуется резервный канал связи между подстанциями и МЭС. Дальнейшая работа в данном направлении проводится в рамках создания Единой цифровой сети связи электроэнергетики.
        С верхнего уровня информация будет поступать в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) электроэнергии Администратора торговой системы.
        В целях сверки показаний и получения значений с границ балансовой принадлежности подстанций смежного субъекта предполагается получение необходимой информации через автоматизированную систему Администратора торговой системы и от смежных субъектов.
        На текущий момент не до конца решена задача расчета потерь электроэнергии в электрических сетях. Полностью открытым остается вопрос нормирования потерь.

  •  
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

    Введите код с картинки:
    Добавить комментарий как авторизованный посетитель: Войти в систему