• Содержание номера
  • Рейтинг:  0 
 

Внедрение и эксплуатация АИИС КУЭ: реальный опыт и новые требования

    На данный момент создание или модернизация автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) является обязательным требованием при выходе на оптовый рынок, поэтому проблема технологического обеспечения работы на ОРЭ волнует всех субъектов рынка. Внедрение АИИС КУЭ затруднено из-за меняющихся условий инфраструктурных организаций, сложной процедуры оформления и согласования документации, возрастающих требований к системам учета. В 2006 г. планируется переход к новой модели рынка, а многие компании только начали вводить или модернизировать системы учета. В связи с этим компании должны решить множество вопросов: как выбрать генподрядчика, можно ли доверять фирмам, аккредитованным в НП <АТС>, не изменятся ли завтра предъявляемые к АИИС требования, какова последовательность создания систем учета и как быстро модернизировать систему. В сложившейся ситуации опыт компаний, уже внедривших у себя системы учета, как никогда важен и интересен тем, кто находится в начале пути.

    Алексей Славинский советник председателя правления НП <АТС>

    Текущее положение дел
    В соответствии с законом РФ <Об электроэнергетике> администратор торговой системы организует систему измерений и сбора информации о фактическом производстве и потреблении электрической энергии. Для выполнения данной задачи НП <АТС>:
    1. Разрабатывает нормативное обеспечение. В частности, договор о присоединении, все положения которого условно можно разделить на три группы:

  • приложения, касающиеся технических требований и порядка установления соответствия (приложения 11.1, 11.2, 11.3, 11.5);
  • приложения, касающиеся порядка сбора и обработки информации (приложения 11.1.1, 11.1.2, 11.1.3, 11.4);
  • приложение, касающееся порядка эксплуатации АИИС (приложение 11.6).
        2. Создает интегрированную автоматизированную систему коммерческого учета (ИАСУ КУ). ИАСУ КУ является верхним уровнем всех создаваемых систем коммерческого учета субъектов рынка. Функционально данная система состоит из четырех основных подсистем: сбора информации для коммерческого учета, контроля достоверности результатов измерений, организации измерений электрической энергии, формирования предоставления учетных показателей, а также ряда вспомогательных подсистем: ведения классификаторов и нормативно-справочной информации, мониторинга состояния коммерческого учета.
        3. Формирует модель измерений (включая модель объекта и средств измерений).
        4. Организует создание автоматизированных информационно-измерительных систем (АИИС) субъектов ОРЭ.
        Процесс присоединения субъекта к модели измерений состоит из семи этапов:
        1. Предоставление опросных листов.
        2. Подготовка заключения о соответствии по процедуре присоединения.
        3. Кодирование объекта измерения, точек учета и точек измерений и занесение в базу данных ИАСУ КУ.
        4. Определение и формирование в базе данных алгоритма расчета учетных показателей.
        5. Расчет метрологических характеристик измерительных каналов и занесение их в базу данных.
        6. Передача результатов измерений по всем измерительным каналам.
        7. Получение протокола предварительных испытаний по передаче результатов измерений.
        На сегодняшний день система коммерческого учета ежемесячно собирает порядка 16 млн измерений. Актуальными задачами коммерческого учета на данный момент являются:
        1. Разработка нормативной базы:
  • эксплуатации АИИС;
  • актуализации модели измерений;
  • порядок расчета и согласования значений учетных показателей.
        2. Введение ИАСУ КУ в постоянную эксплуатацию.
        3. Присоединение субъектов ОРЭ к модели измерений в условиях <распаковки> АО-энерго.
        4. Организация системы эксплуатационного обеспечения и контроля систем КУ.
        По всем перечисленным выше направлениям НП <АТС> ведет активную работу.

        Юлия Бровкина главный эксперт центра развития инфраструктуры Центра управления реформой РАО <ЕЭС России>

        Создание АИИС КУ ДЗО РАО <ЕЭС России>
        Требование модернизации обусловлено основными проблемами существующих систем коммерческого учета, в частности моральным и физическим износом парка измерительного оборудования и значительным уровнем погрешности измерений на рынке (до -13%). Высокий уровень погрешности вызван большим количеством систематических погрешностей средств учета, входящих в состав измерительных комплексов, в том числе трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (ТН) и счетчиков. На данный момент в эксплуатации находится значительное количество ТТ и ТН, установленных в 1960-е гг. и имеющих класс точности 2-3.
        В соответствии с Правилами оптового рынка, вступившими в силу 1 ноября 2003 г., организации, являвшиеся субъектами ФОРЭМ на момент вступления в силу Правил, наделены правом использования имеющихся средств измерений, однако им вменяется в обязанность в течение двух лет с даты выхода постановления привести свои системы в соответствие с техническими требованиями оптового рынка.
        Процесс внедрения систем учета затруднялся тем, что в течение длительного времени не существовало четких технических требований к АИИС: они были утверждены наблюдательным советом НП <АТС> лишь в конце мая 2004 г. Затем РАО <ЕЭС России> издало приказ № 729 от 14 декабря 2004 г., который установил порядок проведения работ по строительству (модернизации) АИИС и ответственность выделившихся в ходе реорганизации АО-энерго и ДЗО за его соблюдение.
        Объективно оцениваемые сроки проведения работ по созданию АИИС ДЗО РАО <ЕЭС>, охватывающих границы балансовой принадлежности выделяющихся при реорганизации АО-энерго ДЗО, ГБП и вывода генераторов станций, - полтора года без замены ТТ и ТН и порядка четырех-пяти лет - с заменой. В связи с этим в рамках программ создания и модернизации АИИС планируется установка (модернизация) системы автоматизированного сбора данных с одновременной заменой ТТ и ТН, не удовлетворяющих требованиям оптового рынка. По окончании работ АИИС подлежит сертификации в установленном порядке. Ориентировочный срок окончания работ первого и частично второго этапов - I-II квартал 2006 г. В неизолированных системах Дальнего Востока строительство АИИС будет проводиться в 2006- 2007 гг.
        В настоящее время около 40% ДЗО завершили предпроектное обследование и ревизию измерительных комплексов, провели открытые конкурсы по выбору подрядчиков для создания ТЗ, ТРП и находятся на стадии разработки и согласования ТЗ; оставшиеся 60% планируют приступить к обследованию исходного состояния в апреле текущего года. По результатам обследования ДЗО формируют отчеты о ходе выполнения программ создания и модернизации АИИС, включая данные о точках учета, измерительные средства на которых не соответствуют техническим требованиям оптового рынка, и выносят их на рассмотрение советов директоров. Результаты анализа утвержденных отчетов представляются в ЦУР и являются основой для принятия решений о корректировке управляющего воздействия на процесс создания АИИС.
        Процесс создания (модернизации) АИИС ДЗО осложнен параллельно идущим реформированием АО-энерго. Выделившиеся при реорганизации РСК, МСК и ГК с момента <распаковки> самостоятельно обеспечивают выполнение работ по строительству
        АИИС каждой из вновь образующихся компаний, при этом у еще не <распаковавшихся> ДЗО на этапе планирования и проектирования учитывается раздельное проектирование и строительство АИИС РСК, МСК и ГК.

        Игорь Крылов заместитель начальника департамента доступа на ОРЭ НП <АТС>

        Нормативно-техническое регулирование систем коммерческого учета
        В течение прошлого года мы вели активные работы по созданию нормативной базы и реализации разработанных нормативных актов. За этот период получена обширная информация, которая постоянно анализируется специалистами нашей организации.
        Согласно п. 3 ст. 33 федерального закона № 36-ФЗ <Об электроэнергетике> администратор торговой системы организует систему измерений и сбора информации о фактическом производстве и потреблении электрической энергии на ОРЭ. Согласно постановлению Правительства РФ № 643 <О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода> от 24 октября 2003 г. администратор торговой системы разрабатывает систему коммерческого учета, обеспечивающую получение сбалансированных данных о фактическом производстве (потреблении) электрической энергии на ОРЭ с учетом потерь. Также важными являются ФЗ № 184 <О техническом регулировании> от 27 декабря 2002 г. и № 4871-1 <Об обеспечении единства измерений> от 27 апреля 1993 г.
        Целью нормативно-технического обеспечения непосредственно систем коммерческого учета является разработка и актуализация нормативно-технической документации, регламентирующей процесс их создания, функционирования и совершенствования. Для достижения данной цели нужно решить задачи по:

  • сбору нормативно-правовых и нормативно-технических документов, регламентирующих создание системы коммерческого учета на ОРЭ;
  • нормативно-технической поддержке основных процессов коммерческого учета на ОРЭ;
  • обеспечению согласованности с существующими нормативно-правовыми и нормативно-техническими документами в областях электроэнергетики, стандартизации, информационных технологий и т. д.;
  • ведению нормативной базы документов.
        Система нормативно-технической документации (НТД) в соответствии с ФЗ <О техническом регулировании> включает в себя законы, подзаконные акты и стандарты предприятий, а также документы хозяйствующих субъектов. Это регламенты оптового рынка, которые являются приложением к договору о присоединении и после его подписания становятся обязательными для исполнения.
        Организации, внедряющие системы коммерческого учета, пользуются существующими ГОСТами на автоматизированные системы, а также регламентами оптового рынка электроэнергии, принятыми НП <АТС> с октября 2003 г. по октябрь 2004 г.
        Аккредитация организаций, выполняющих работы (оказывающих услуги) в области создания автоматизированных информационно-измерительных систем, проводится в соответствии со стандартами НП <АТС>, утвержденными приказом председателя правления НП <АТС> № 15 от 30 марта 2004 г. - Положением об аккредитации организаций, выполняющих работы, и Положением о комиссии НП <АТС> по аккредитации организаций. Комиссия и принимает окончательное решение о том, аккредитовать компанию или нет.
        Целями аккредитации являются:
  • подтверждение компетентности организаций, выполняющих работы (оказывающих услуги) в области создания АИИС;
  • обеспечение гарантий достоверности информации, получаемой от систем коммерческого учета электроэнергии субъектов оптового рынка;
  • обеспечение доверия субъектов ОРЭ к технологической готовности организаций, выполняющих работы (оказывающих услуги) в области создания АИИС;
  • реализация единства технической политики НП <АТС>;
  • типизация и унификация проектных решений в области создания АИИС.
        Аккредитация осуществляется на принципах добровольности, доступности, компетентности, независимости и конфиденциальности. Участниками аккредитации являются: НП <АТС>, заявители, аккредитованные организации и инспекторы.
        Аккредитация выполняется в шести областях, которые в той или иной степени охватывают все этапы создания систем коммерческого учета, а именно:
        1. Предпроектное обследование.
        2. Проектирование (проектные работы, создание эксплуатационной документации).
        3. Монтажные и наладочные работы.
        4. Производство необходимого оборудования и материалов.
        5. Организация и проведение измерений (эксплуатация).
        6. Поставка необходимого оборудования и материалов.
        7. Организация и проведение измерений (эксплуатация), метрологическое обеспечение.
        Для получения аккредитации в той или иной области компании необходимо соответствовать ряду критериев, в частности иметь лицензии, предусмотренные законодательством Российской Федерации, производственно-техническую базу (необходимые приборы, оборудование, программное обеспечение), персонал, численность и квалификация которого достаточны для выполнения работ (оказания услуг), метрологическую службу юридического лица. Кроме того, значимым критерием является и наличие выполненных работ (оказанных услуг).
        Процесс аккредитации состоит из нескольких этапов. Первый - представление компанией в НП <АТС> заявления на проведение аккредитации и необходимого комплекта документов. Затем НП <АТС> осуществляет экспертизу представленного заявителем комплекта документов и принимает решение об аккредитации или об отказе. При положительном решении компании выдается соответствующее свидетельство сроком действия один год. Действие свидетельства может приостанавливаться в случае нарушения аккредитованной организацией критериев аккредитации и при невыполнении ею указаний комиссии по аккредитации по устранению нарушений. Аккредитация на новый срок может проводиться по сокращенной процедуре на основании результатов инспекторского контроля.

        Максим Янин технический директор ЗАО "Прорыв-Комплект"

        Модернизация АИИС КУ: современный подход
        Сегодня у субъектов рынка электроэнергии, внедряющих системы коммерческого учета, возникает ряд вопросов: как выбрать генподрядчика, какова последовательность создания системы и почему не получается осуществить проект быстрее чем за полтора года. Многие компании обращаются к нам с предложением о сотрудничестве и просят создать систему учета до 1 ноября 2006 г. В таком случае процесс модернизации АСКУЭ в АИИС включает в себя следующие этапы:
        1. Постановка задачи.
        2. Выбор генподрядчика.
        3. Принятие технических решений.
        4. Оформление и согласование документации.
        5. Проведение испытаний и получение акта соответствия.
        При постановке задачи следует учитывать, что, во-первых, помимо требований к учету с периодом интегрирования, требуется ведение графиков планируемого потребления и отслеживание его соблюдения. Во-вторых, должна существовать возможность оперативного мониторинга потребления по показаниям меньшей дискретности. В-третьих, необходимо учесть переход к перспективному использованию АИИС совместно с АСУ ТП. Кроме того, налицо смена критериального соотношения <цена - сроки - качество>. Сегодня компании, внедряющие системы учета, стремятся в первую очередь успеть в срок, а показатели качества ставят на последнее место.
        Критерии выбора генподрядчика за последний год также изменились: если раньше основными показателями были широкая известность, корпоративность, создание проектов <под ключ>, то сейчас на первое место выходят гибкость применяемых решений, предельно сжатые сроки внесения изменений, опыт создания высококачественной документации и оперативного выполнения всего комплекса работ.
        При принятии технических решений важно учитывать:

  • оперативность в части поддерживаемых устройств;
  • оперативность интеграции с системами соседних субъектов на программном уровне;
  • снижение эксплуатационных затрат на связь;
  • снижение времени сбора данных.
        Значительное ужесточение требований к оформлению документации привело к существенному перекосу в соотношении стоимости техники и документов, при этом сроки выполнения согласований/экспертизы не позволяют допускать ошибок. Кроме того, многие технические требования ОРЭ носят рекомендательный, а не обязательный характер и противоречат друг другу, а ряд приложений к договору присоединения в части порядка создания АИИС не отражает реального процесса.
        При проведении испытаний и получении акта соответствия также возникает ряд сложностей. Во-первых, существует необходимость создания совершенно нового документа - ПМИ (программы и методики испытаний), представление о котором у многих отсутствует. Во-вторых, состав ряда испытаний надуман. Следует учитывать и сроки проведения испытаний, и состав комиссии (в нее должны входить представители энергонадзора, АО-энерго, НП <АТС>). Однако количество сотрудников АТС ограничено, а число компаний, осуществляющих установку систем АИИС, неуклонно растет.

        Игорь Кузнецов директор департамента АИИС КУЭ компании <Энсис Технологии>

        Построение глобальных АИИС КУЭ
        При обсуждении темы внедрения систем коммерческого учета может сложиться впечатление, что компании, пытающиеся внедрить АИИС к 1 ноября 2006 г., находятся в тупике: ввиду существующих сложностей, в частности длительности процесса согласования документации и загруженности АТС, уложиться в сроки невозможно. Однако дорогу осилит идущий - и наша компания осуществляла проект АСКУЭ ОАО <ФСК ЕЭС>, руководствуясь именно этим принципом.
        Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии ОАО <ФСК ЕЭС> предназначена для:

  • обеспечения эффективного автоматизированного контроля и учета потребления электроэнергии;
  • сбора, обработки и хранения параметров потребления, поступающих от счетчиков коммерческого учета электроэнергии;
  • технического обеспечения получения достоверной и легитимной информации коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности для установления договорных и финансовых взаимоотношений между субъектами рынка;
  • автоматического сбора, обработки и хранения параметров потребления, поступивших от счетчиков коммерческого и технического учета электроэнергии;
  • определения и прогнозирования составных частей баланса электроэнергии.
        Глобальность проекта определила интеграцию с УСПД Megadata, взаимодействие с системой спутниковой связи <Гонец>, а также работу с широкой номенклатурой существующих счетчиков.
        Основными этапами создания АСКУЭ стали:
        1. Обследование систем учета электроэнергии.
        2. Разработка проектно-сметной документации.
        3. Поставка и тестирование оборудования.
        4. Монтажные и пусконаладочные работы.
        5. Опытная эксплуатация АСКУЭ первой очереди.
        Наибольшие трудности возникали при заполнении опросных листов, поскольку количество информации было огромно. Мы считаем, что за счет внедрения инновационных систем поддержки проекта, т. е. видеосъемки объекта, составления журнала измерений и т. п., можно значительно сократить сроки его согласования.

        Справка
        19 апреля в Центре международной торговли на Красной Пресне прошла конференция по теме <Внедрение и эксплуатация автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета (АИИС КУ): реальный опыт и новые требования>. Обсудить вопросы, связанные с внедрением систем коммерческого учета, собрались представители компаний - производителей АИИС КУ, фирм, занимающихся установкой систем учета, промышленных предприятий и др. Организатором данного мероприятия выступил журнал <ЭнергоРынок> при поддержке НП <АТС>.
        В ходе работы конференции были освещены вопросы, связанные с внедрением систем коммерческого учета электроэнергии, нормативным регулированием коммерческого учета на ОРЭ, аккредитацией компаний-производителей АИИС КУ, новыми требованиями, предъявляемыми к АИИС КУ участниками рынка, порядком установления соответствия АИИС коммерческого учета электроэнергии техническим требованиям оптового рынка, практикой установки АИИС КУ на промышленных предприятиях и т. д.
        Спонсорами мероприятия выступили: ООО <АВВ Автоматизация>, ООО <Эльстер Метроника>, ООО <Энсис Технологии>, ОАО <Южный ИЦЭ>, ООО <Инженерный центр "Энергоаудитконтроль">, ОАО <Проминвестпроект>, ЗАО <Прорыв-комплект>, ОАО <СКБ Амрита>, ЗАО <НПП Энергопромсервис>.

        Михаил Хозяинов руководитель департамента АСУ энергоснабжения ООО <АББ Автоматизация>

        Внедрение АИИС КУ с учетом требований системного оператора
        У нашей компании есть опыт внедрения системы коммерческого учета совместно с АСДУ. При таком подходе компания-заказчик получает существенную экономию средств на всех этапах проекта. Мы работали над данным проектом, предварительно обратившись к системному оператору и узнав требования, которым должна удовлетворять система учета.
        Требования к информационному обмену технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора очень жесткие. По каждому присоединению в обязательном порядке должны передаваться телеизмерения величины действующих значений:

  • напряжения (фазного и линейного) - для каждой фазы и среднее;
  • тока - для каждой фазы и средний;
  • активной мощности - для каждой фазы и суммарная;
  • реактивной мощности - для каждой фазы и суммарная;
  • полной мощности - для каждой фазы и суммарная;
  • частоты.
        При этом цикл передачи основных телеизмерений должен составлять 1-5 с, погрешность записи параметров не превышает 0,5%, протокол передачи телеинформации соответствует требованиям МЭК, а запись событий и аварийной сигнализации с временными метками последовательности производится с точностью до +10 мс и разрешением в 1 мс.

        Евгений Лифанов директор инженерно-производственного центра АИИС (АСКУЭ) ООО <Эльстер Метроника>

        Прогноз развития АИИС КУ
        Система, которая в будущем может широко использоваться, представляет собой иерархическую структуру, где количество уровней практически не ограничено. В качестве физических каналов применяются медь или оптоволокно. Чтобы удовлетворить потребности различных объектов, нужно единое базовое программное обеспечение, имеющее равные величины функциональности, надежности и защищенности. Также необходимо наличие нескольких платформ, позволяющих адаптировать систему под конкретный объект. Сегодня созданы три такие платформы - две из них уже широко используются, а третья находится в процессе доработки. Далее требуется осуществить переход к системам, ориентированным на счетчики с новыми интерфейсами, которые появились у ряда производителей.
        Одним из важнейших направлений деятельности компаний - производителей оборудования должна стать разработка многофункционального измерителя. Данный прибор должен совмещать в себе функции счетчика электроэнергии класса 0.2S, датчика телеметрии, измерителя и анализатора качества электроэнергии и цифрового осциллографа. Кроме того, устройство должно вести журнал событий, что позволит решить большую часть проблем, стоящих сейчас перед субъектами рынка в сфере коммерческого и технического учета.

        Евгений Генгринович технический директор ООО <Инженерный центр "Энергоаудитконтроль">

        Коммерческий учет - магистраль рынка электроэнергии
        При построении систем коммерческого учета электроэнергии субъектам рынка в первую очередь необходимо четко определить свои цели. Они могут быть разными: выход на конкурентный рынок электроэнергии, оптимизация учета, внедрение программ энергосбережения. Попытки объединить все цели и выполнить работы в кратчайшие сроки зачастую приводят к остановке проекта, так как одновременное выполнение разноплановых работ требует большого объема финансирования, серьезных затрат на оборудование.
        Важным показателем при внедрении системы учета является коэффициент класса качества, присваиваемый ей непосредственно администратором торговой системы.
        Компания <Энергоаудитконтроль> имеет опыт по прохождению процедур получения актов соответствия и присвоения класса качества. Из 36 актов соответствия, выданных НП <АТС> с июня 2004 г. семь были получены нашей компанией.
        Акт соответствия и присвоения класса качества определяет соответствие автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета (АИИС КУ) требованиям договора о присоединении к оптовому рынку электроэнергии, а также содержит расчет класса качества (приложение 11.2 к договору о присоединении к ОРЭ). Нужно помнить, что данный документ разрабатывался раньше, чем приложение 11.5, в котором предусмотрены дополнительные процедуры определения параметров при расчете коэффициента класса качества. В связи с этим расчет, приведенный в приложении 11.2, изменяется.
        Градация требований по АИИС КУЭ на оптовом рынке электроэнергии выглядит следующим образом:

  • субъекты ФОРЭМ по точкам поставки, включенным в баланс ФОРЭМ до 1 ноября 2003 г., - 10 параметров;
  • субъекты, создающие АИИС КУЭ на действующих энергообъектах, - 38 параметров;
  • субъекты, создающие АИИС КУЭ на строящихся энергообъектах, - 76 параметров.
        Для субъектов, выполняющих работы по модернизации АИИС КУЭ с целью снижения коэффициентов класса качества на ОРЭ по входящим в нее измерительным каналам, существует дополнительный набор параметров.
        После проведения необходимых измерений на основании полученных данных производится расчет коэффициента класса качества АИИС КУЭ по каждому измерительному каналу. Примерный состав документа, формируемого по итогам расчета, выглядит следующим образом:
  • перечень точек измерений;
  • перечень трансформаторов;
  • перечень ИВКЭ;
  • перечень ИВК;
  • исходные данные для расчета;
  • расчет коэффициента класса качества по каждому ИИК АИИС КУЭ.
        Энергоаудитконтроль самостоятельно занимается разработкой всего комплекта метрологической документации для обеспечения разработки МВИ, описания типа, программы методики испытаний. Кроме того, компания сотрудничает как с крупнейшими потребителями энергорынка России, так и с небольшими компаниями. Среди ее наиболее значимых клиентов ОАО <Газпром>, ОАО <РЖД>, ОАО <АК Сибур>, ФГУП <Московский метрополитен>. Все эти компании являются сложными промышленными комплексами, энергетическая система каждого из которых имеет свою специфику.
        В качестве примера можно привести ОАО <РЖД>, на долю потребления которого приходится около 6% вырабатываемой в стране электроэнергии.
        Внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии на предприятиях ОАО <РЖД> является важной составной частью энергетической стратегии компании, направленной на максимальное сокращение затрат на приобретение и использование топливно-энергетических ресурсов при эффективном обеспечении перспективных объемов перевозок. Процесс создания АСКУЭ ведется в ОАО <РЖД> с 1996 г., его завершение намечено на 2007 г., а с 2008 г. весь энергокомплекс ОАО <РЖД> должен выйти на оптовый рынок.
        На текущий момент проведена модернизация систем учета на тяговых подстанциях пяти железных дорог в границах Мосэнерго, Ленэнерго, Орелэнерго, Пензаэнерго, Кировэнерго, Ярэнерго, Тверьэнерго и Вологдаэнерго. Организована поставка и установка трансформаторов тока, изготовленных по техническим требованиям РЖД с дополнительными обмотками класса точности 0,2S и 0,5S для организации учета электроэнергии на границах балансовой принадлежности и отходящих фидерах тяговых подстанций; проведена замена приборов учета, вторичной коммутации, установка шкафов учета (в соответствии с техническими требованиями), а также коммуникационного оборудования для подключения тяговых подстанций к сети передачи данных.
        После выполнения указанного перечня работ осуществляется покупка электроэнергии на оптовом рынке в границах Ленэнерго, Тверьэнерго, Вологдаэнерго, Пензаэнерго, Новгородэнерго. Системы АСКУЭ в границах этих энергосистем приняты НП <АТС> в качестве расчетных для работы на оптовом рынке.
        Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии, внедряемая в ОАО <РЖД>, решает несколько задач. Во-первых, на технологическом уровне: становятся возможными точный учет и контроль потребляемой энергии. Во-вторых, на уровне формируемого рынка электроэнергии: внедрение АСКУЭ является обязательным условием выхода на ОРЭ, таким образом, ОАО <РЖД> уже сейчас использует преимущества рынка и готовится к переходу к полностью свободному рынку электрической энергии.
        На базе системы АСКУЭ совместно с энергоснабжающей организацией создается единая корпоративная автоматизированная система управления покупкой и продажей электроэнергии Российских железных дорог (ЕК АСУ ППЭ). Для ее внедрения организовываются центры планирования и контроля потребления электроэнергии ОАО <РЖД>, которые обеспечивают формирование баз данных фактического и планируемого потребления электроэнергии по конкретным энергосистемам и предприятиям.
        При этом специфика энергопотребления железных дорог ставит особые задачи по организации систем АСКУЭ и планирования.
        Ежедневно система получает данные по энергопотреблению, движению и метеоусловиям для заданных участков железных дорог. Система обеспечивает формирование необходимых заявок и электронных документов на приобретение электроэнергии на оптовом и розничном рынках.
        Важным элементом сбора информации является диспетчерский контроль фактического потребления электроэнергии и отслеживание отклонений от графика.
        Проблема отклонений занимает одно из центральных мест в энергоснабжении железных дорог, так как штрафы за отклонения (разницу между заявленным и фактическим потреблением) влекут за собой значительные убытки. На конференции было официально объявлено о решении правительства РФ ввести в действие с сентября 2005 г. балансирующий сектор оптового рынка электроэнергии, который заменит сектор отклонений.
        Совместно с энергоснабжающими организациями ОАО <РЖД> разрабатывает необходимые технологические решения работы железных дорог на балансирующем рынке, при работе на котором субъект ОРЭ, контролируя в режиме реального времени потребление электроэнергии, может продать излишек или докупить необходимый объем энергии. В связи с этим возникают новые требования для технических параметров системы учета. При запуске рынка отклонений необходимо установить не просто точные измерительные приборы, а такие системы учета, которые смогут обеспечить высокую оперативность передачи информации в центр ее обработки и возможность отслеживать потребление в режиме реального времени.
        Результатом внедрения системы коммерческого учета станет минимизация затрат на оплату электроэнергии без ущерба для обеспечения перевозочного процесса. Кроме того, она позволит более точно вести расчеты, избегать переплаты за электроэнергию, а также получить точные данные по объемам переданной электроэнергии сторонним потребителям.
        Принципы учета и экономии электроэнергии, заложенные в проект АСКУЭ, будут распространены и на другие виды потребляемых ОАО <РЖД> энергоносителей. Резервы по их экономии у компании имеются. Поэтому уже сейчас проект АСКУЭ рассматривается как составная часть комплексной системы управления топливно-энергетическими ресурсами ОАО <РЖД>. При этом на проекте АСКУЭ отрабатываются типовые решения и корпоративные стандарты по управлению всеми энергоресурсами.

        Владимир Игнашев главный специалист по АСКУЭ и АСДУ ЗАО НПП <ЭнергопромСервис>

        Опыт создания АСДУ
        Основные виды работ в области телемеханики и АСДУ - это технический аудит средств телемеханики и АСДУ на всех уровнях, разработка концепций и программ комплексной реконструкции АСДУ, создание технорабочего проекта (ТРП), организация сервисного обслуживания на местах, организация централизованного обучения персонала. Направление реконструкции и техперевооружения АСДУ: техперевооружение телемеханики, организация АРМ оперативного персонала на подстанциях, техперевооружение связи, каналов передачи данных АСДУ и программно-технических комплексов ОИК (оперативно-информационного комплекса). Основными принципами поставляемых технических решений АСДУ должны быть:

  • максимальная степень независимости от типа используемого оборудования и конкретного производителя аппаратных и программных средств системы;
  • использование унифицированных программно-аппаратных решений;
  • модульно-компонуемые технические средства АСДУ;
  • надежность компонентов АСДУ.
        Внедрение АСДУ позволяет получить определенный экономический эффект, основными составляющими которого являются снижение затрат на ремонт энергетического оборудования за счет оперативного принятия решений и предотвращения аварийных ситуаций, сокращение недоотпуска электрической энергии за счет уменьшения времени восстановления электроснабжения, снижение эксплуатационных издержек предприятия.

        Сергей Бочков начальник отдела коммерческого учета ФГУП Концерн <Росэнергоатом>

        Системы учета атомных станций
        Концерн <Росэнергоатом> внедрил систему коммерческого учета еще до запуска оптового рынка электроэнергии, поэтому имеет определенный опыт в этом вопросе. Основными нормативными документами, регулирующими учет количества электроэнергии и мощности для организации финансовых расчетов, являются:

  • ФЗ № 35-ФЗ <Об электроэнергетике> от 26 марта 2003 г.;
  • постановление № 643 <О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода> от 24 октября 2003 г.;
  • ФЗ № 28 ФЗ <Об энергоснабжении> от 3 апреля 1996 г.;
  • ФЗ № 4871-1 <Об обеспечении единства измерений> от 27 апреля 1993 г.;
  • договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода;
  • Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94);
  • Правила устройства электроустановок (ПУЭ).
        Концерн <Росэнергоатом> является субъектом торговой системы ОРЭ с 11 декабря 2003 г. Это означает, что концерн подписал договор присоединения к торговой системе ОРЭ и обязался исполнять требования регламентов, являющихся неотъемлемой частью договора.
        Создание АИИС КУЭ концерна <Росэнергоатом> проходит в два этапа. Первый этап - внедрение АИИС КУЭ - ОРЭ. В это время формируется система учета товарной продукции, продаваемой концерном на оптовом рынке электроэнергии; зона охвата подсистемы - выработка и сальдо поставки в сеть РАО <ЕЭС России>. Второй этап предполагает создание АСКУЭ - филиалов с целью учета собственного потребления электроэнергии, расходуемой на производственные и хозяйственные нужды.
        Сейчас проектно-техническая документация, необходимая для внедрения системы, уже согласована, оборудование доставлено и находится на АЭС, план-графики проведения работ составлены и начато их исполнение. Ввод системы согласно Правилам оптового рынка электроэнергии (мощности) переходного периода планируется 1 ноября 2005 г. Однако кроме организации и проведения монтажных и пусконаладочных работ требуется обеспечить приемку системы в опытно-промышленную эксплуатацию, получить акт о соответствии системы требованиям ОРЭ, провести договорную кампанию по перезаключению соглашений об информационном обмене.

        Сергей Инков генеральный директор ОАО <Южный ИЦЭ>

        Присоединение к торговой системе ОРЭ: техническийи экономический аспекты
        При выходе на ОРЭ пусковые электростанции сталкиваются с множеством проблем, связанных с отсутствием четкого правового механизма и сложностью документированных процедур. Описанные проблемы усугубляются тем, что работа организаций, предоставляющих услуги по выводу электростанций на рынок, не всегда взаимно скоординирована.
        В этом смысле значительным шагом вперед является комплексный подход Южного инженерного центра энергетики к решению задач, связанных с выводом электростанций в регулируемый сектор ОРЭ, когда технические и экономические условия, необходимые для приобретения статуса субъекта рынка (наличие автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета, отвечающей требованиям НП <АТС>, и утвержденного тарифа на электроэнергию), обеспечиваются силами одной организации. Комплексное выполнение работ по установке АИИС КУ и обоснованию тарифов дает заказчику не только ценовое преимущество, но и возможность синхронизировать подготовку к выходу на рынок с утверждением тарифных предложений, что существенно экономит время и повышает качество отработки обоснований тарифа.
        Оба направления деятельности компании успешно развиваются. В марте нынешнего года Южный инженерный центр получил аккредитацию НП <АТС> на выполнение работ по созданию АИИС КУЭ, подтвердив таким образом соответствие услуг компании необходимым стандартам. С другой стороны, Южный ИЦЭ имеет опыт взаимодействия в качестве экспертной организации с ФСТ России и РЭК субъектов РФ. Так, в 2004 г. был реализован масштабный проект по подготовке тарифной заявки для Сочинской ТЭС и защите в ФСТ экономически обоснованного тарифа на электрическую энергию, отпускаемую станцией в 2005 г. Аналогичная работа ведется на испытательном стенде Ивановской ГРЭС. Однако действительно высокие результаты при выводе станций на ОРЭ, как показывает практика, дает только объединение названных направлений. Поэтому комплексный подход, безусловно, решение прогрессивное, уникальное в работе российских организаций и имеющее большой потенциал.

        Леонид Александров технический директор ЗАО <Единая энергоснабжающая компания>

        Опыт внедрения систем учета на объектах ТНК ВР
        Установка системы коммерческого учета на объектах ТНК ВР осложняется размером территории (порядка 5 тыс. км), удаленностью объектов учета, слабостью существующей инфраструктуры по сбору информации и прочими факторами. Поэтому для внедрения системы учета на объектах ТНК ВР были выбраны четыре компании. Сегодня уже можно подводить первые итоги работы и делиться опытом работы с подрядными организациями. Основным недостатком ведущих компаний в области внедрения систем АИИС КУ, на мой взгляд, является отсутствие базы субподрядных организаций по проведению монтажа и наладки: зачастую выбираются случайные региональные фирмы, некомпетентность которых приводит к срыву сроков сдачи системы. Советую всем поставщикам систем тщательно отбирать субподрядные организации для проведения работ в регионах.

  •  
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

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