Внедрение АИИС КУЭ на тепловых электростанциях - необходимое условие для работы на ОРЭ

 

Автор

Георгиади Валерий, Заместитель начальника метрологической службы ОАО "Мосэнерго", канд. техн. наук

 

    В статье рассмотрены некоторые вопросы создания АИИС КУЭ на электростанциях АО-энерго1.
    Электрические станции в России создавались и эксплуатируются сейчас в соответствии с требованиями основных нормативных документов, таких как Правила устройства электроустановок (ПУЭ)2, правила технической эксплуатации (ПТЭ)3, нормы технологического проектирования электростанций (НТП)4, инструкции заводов-изготовителей. Исполнение требований данных документов при проектировании, монтаже, эксплуатации в советский период жестко контролировалось работниками различных инспекций и Главгосэнергонадзора. В первые годы перестройки этот контроль начал снижаться как из-за всеобщего развала хозяйства России, так и из-за того, что существовавшие нормативные документы не работали в новых условиях. При этом основное внимание стало уделяться вопросам учета электрической энергии (ЭЭ).
    На тот период учет ЭЭ осуществлялся в соответствии с требованиями ПУЭ, Правилами учета электрической энергии5, типовой инструкцией по учету ЭЭ6. Надо отметить, что требования, изложенные в вышеперечисленных документах по организации учета электроэнергии, не противоречили, а дополняли друг друга. Для любого энергообъекта основным отчетным документом является Акт выработки (поступления) и потребления ЭЭ, который для электростанций состоит из 10 разделов:

  • генерация ЭЭ электростанцией;
  • поступление ЭЭ из сетей других компаний;
  • расход ЭЭ на собственные нужды электростанции;
  • расход ЭЭ на хозяйственные нужды электростанции;
  • расход ЭЭ на производственные нужды электростанции;
  • отпуск ЭЭ прямым потребителям напряжением 3-10 кВ и сторонним потребителям 0,4 кВ;
  • отпуск ЭЭ в сети других компаний;
  • учет потерь ЭЭ в оборудовании электростанции;
  • расчет допустимого небаланса ЭЭ;
  • расчет фактического баланса ЭЭ.
        Количество счетчиков в основном определялось исходя из необходимого объема информации по всем статьям расхода и прихода ЭЭ для формирования Акта выработки и потребления. Классы точности счетчиков выбирались в соответствии с ПУЭ. Как правило, счетчики устанавливались на дверцах релейных отсеков ячеек ГРУ 6-10 кВ, на панелях в специально созданных помещениях, на специальных панелях в помещении блочных щитов управления, на панелях релейной защиты главных щитов управления, панелях автоматики релейных щитов ОРУ в 110, 220 кВ. Определяющим фактором была температура окружающего воздуха. Существенной особенностью организации учета прошлых лет являлось то, что токовые обмотки и обмотки напряжения счетчиков подключались к существующим трансформаторам тока (ТТ) и трансформаторам напряжения (ТН), места установки которых удовлетворяли требованиям защиты. Учет ЭЭ по некоторым присоединениям, на которых до сих пор не установлены ТТ, определялся как разность значений ЭЭ, учтенной другими счетчиками на других присоединениях. И вторая существенная особенность заключалась в том, что счетчики для большей части потребителей были установлены не на приемном конце у потребителя, а на электростанции.
        На электростанциях имеются утвержденные в АО-энерго схемы учета ЭЭ. Это упрощенные однолинейные схемы электростанции, иногда с нанесенными на оперативную схему местами установки счетчиков. Четкой схемы с унифицированными обозначениями не существует. Схемы учета электростанций выполнялись произвольным образом. Существует несколько вариантов схем, на которых обозначаются:
  • только места установки счетчиков; графически счетчики изображены по-разному: (обозначение по ГОСТу: номер вне квадрата, внутри квадрата - Wh; обозначение по НП "АТС": номер вне квадрата, внутри квадрата - PIK); таких схем около 75%;
  • места установки счетчиков и ТТ с указанием коэффициента трансформации тока, например КТТ = 1000/5А; таких схем около 15%;
  • места установки счетчиков, места установки ТТ с указанием коэффициента трансформации тока, например КТТ = 1000/5А; места установки ТН с указанием коэффициента трансформации напряжения, например КТН = 10000/100В; таких схем около 7%;
  • места установки счетчиков и их номера, места установки ТТ с указанием коэффициента трансформации тока, например КТТ = 1000/5А, места установки ТН с указанием коэффициента трансформации напряжения, например КТН = 10000/100В (в соответствии с рекомендациями 7)7; таких схем около 3%.
        На сегодняшний день недостатками существующего состояния учета ЭЭ являются8:
  • отсутствие ТТ, ТН в необходимых местах электрической схемы для подключения счетчиков;
  • разные классы точности счетчиков;
  • места установки счетчиков, например генераторов, максимально приближены к оперативному персоналу блочных щитов (установлены на панели 1БИ блочного щита) при длине цепей напряжения до ТН 120-150 м и больших потерях напряжения в цепях от ТН до счетчика;
  • неповеренные ТТ и ТН;
  • малые загрузки ТТ по первичному току;
  • перегрузка ТТ и ТН по вторичным цепям;
  • отсутствие автоматического сбора и передачи информации.
        Такое положение сохранялось задолго до того, как подрядные организации стали выполнять обследование состояния энергоучета на объектах с целью создания АИИС КУЭ. Данное состояние информационно-измерительных каналов не позволяло обеспечивать высокий уровень достоверности информации по значению электрической энергии.
        При наличии множества недостатков, а также отсутствии стабильного финансирования и четкой директивы сверху работники электростанций первоначально произвели замену индукционных счетчиков на электронные импульсные. Затем начались работы по созданию АСКУЭ, которые из-за отсутствия квалифицированного персонала осуществлялись работниками, не имеющими определенных знаний и опыта. Мнение, что "заказчик должен четко представлять, какая система учета ему нужна", не состоятельно9.
        Единой позиции по организации создания АСКУЭ в АО-энерго не было и до сих пор нет. Подрядные организации, специализирующиеся в области создания АСКУЭ, должны исходить не из того принципа, что "заказчик всегда прав, что скажет, то и сделаем", а всеми способами способствовать грамотному ее выбору.
        В этот период все учились и набирались опыта. Уже спустя 3-4 года после создания и эксплуатации АСКУЭ с импульсными счетчиками стало ясно, что они не удобны в эксплуатации, особенно в случаях, когда происходит сбой АСКУЭ и приходится восстанавливать показания 200-250 счетчиков. Далее началось внедрение микропроцессорных счетчиков, которое позволило решить данную проблему. В дальнейшем на договорных началах с ВНИИМС проводились работы по проверке ТТ и ТН с малыми номинальными токами. Однако на большие номинальные токи ТТ не подвергались поверке из-за отсутствия необходимого оборудования. Поверка ТТ и ТН на электростанциях связана с выводом оборудования, поэтому для ее проведения требуется разрешение диспетчера энергосистемы, причем даже в летнее время не всегда удается выполнить данную работу.
        Многие руководители не были заинтересованы в создании АСКУЭ в связи с увеличением парка счетчиков, отсутствием экономического стимула для ее внедрения. Группой учета ПТО ежемесячно составлялся Акт выработки ЭЭ с возможностью его корректировки, однако с вводом АСКУЭ эта возможность прекратит свое существование. Работники групп учета ПТО подсознательно связывали ввод АИИС КУЭ со своим возможным сокращением. Из-за отсутствия финансирования работы по созданию АСКУЭ были приостановлены. Ранее введенные АСКУЭ не соответствовали разработанным требованиям НП "АТС" по созданию автоматических информационно-измерительных систем коммерческого учета ЭЭ (АИИС КУЭ). Данные АСКУЭ могут быть использованы только в качестве технических (контрольных) систем учета ЭЭ для внутреннего пользования. Тем не менее, несмотря на вышеперечисленные недостатки, ОРЭ запущен в работу и успешно функционирует под руководством некоммерческого предприятия "Администратор торговой системы" (НП "АТС").
        Специфика работы электростанции заключается в том, что большая часть выработанной ЭЭ выдается в сети энергосистемы и меньшая - прямым и сторонним потребителям. Электростанция не может быть полностью самостоятельной в выборе продажи ЭЭ. В данном случае есть только один выход - войти в ОРЭ. С момента добровольно-принудительного вступления в ОРЭ учет ЭЭ становится для его участников первоочередной задачей. ЭЭ превращается продукт, который может быть продан. А для осуществления квалифицированных действий по продажам и планированию в условиях рынка необходимо обеспечение достоверными данными об объемах производства, передачи в другие компании, поступления из других компаний, а также потерь. Одним словом, должен быть строгий учет электрической энергии.
        На сегодняшний день наличие АИИС КУЭ в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии является обязательным требованием для работы на рынке. Целью АСКУЭ субъекта оптового рынка является измерение объемов (количества) электроэнергии, позволяющее определить значения учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии10.
        Этапы создания АИИС КУЭ в материалах НП "АТС", как правило, представлены в общем виде. АИИС КУЭ должна создаваться как иерархическая интегрированная трехуровневая автоматизированная система. Уровни иерархии включают в себя:
  • первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета, которые проводят измерения;
  • второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (электростанции), который консолидирует информацию по данной электроустановке (электростанции);
  • третий уровень - информационно-вычислительный комплекс, который функционально объединяет программные, вычислительные и другие технические средства для решения задач сбора, диагностики и обработки информации по учету электрической энергии.
        АИИС КУЭ может содержать несколько измерительно-информационных комплексов точек учета, информационно-вычислительный комплекс, систему единого времени, один или несколько информационно-вычислительных комплексов электроустановок.
        Возможны различные варианты создания АИИС КУЭ по своему технологическому циклу на работающих электростанциях:
        1. Нормальный, базовый вариант, с соблюдением выполнения последовательности всех этапов создания АИИС КУЭ и необходимых технологических требований на каждом этапе работ.
        2. Ненормальный вариант, без соблюдения последовательности выполнения одного из этапов создания АИИС КУЭ.
        Рассмотрим более подробно каждый из вариантов.
        Нормальный вариант. Рекомендуется применять при новом строительстве электроустановок, при их полной реконструкции. Он может быть также реализован и на действующей электростанции. Работа по созданию АИИС КУЭ по данному варианту проводится в 3 этапа.
        Этап первый. Предварительное обследование информационно-измерительных каналов (ИИК), состоящих из трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и счетчика, который к ним подключается; сбор данных, на основании которых определяются:
  • степень загрузки ТТ по первичному току (по значениям тока исходя из суточной ведомости в самый короткий и самый длинный день года или значениям ЭЭ на основе протоколов почасовой регистрации в самый короткий и самый длинный день);
  • степень загрузки вторичных цепей ТТ;
  • степень загрузки вторичных цепей ТН;
  • процент потерь напряжения во вторичных цепях напряжения от ТН до счетчика;
  • принципиальные электрические и монтажные схемы цепей вторичной коммутации тока и напряжения;
  • места установки ТТ, ТН, счетчиков.
        В результате анализа полученной информации и технико-экономических проработок даются рекомендации по созданию ИИК, удовлетворяющих требованиям НП "АТС", а именно:
  • ТТ, ТН, установленные вблизи границы балансовой принадлежности, остаются на прежних местах; отдельные ТТ, ТН устанавливаются в непосредственной близости к границе балансовой принадлежности; комбинированные (совмещенные) ТТН устанавливаются на конкретных присоединениях;
  • для коммерческого учета ЭЭ используются ТТ с обмотками класса точности 0,2S и 0,5S; для целей измерения ТТ - с обмотками класса точности 0,5; для цепей релейной защиты - обмотки класса точности Р;
  • для коммерческого учета ЭЭ используются ТН с обмотками класса точности 0,2; для целей измерения ТН - с обмотками класса точности 0,5; для цепей релейной защиты - обмотки класса точности Р;
  • для коммерческого учета ЭЭ должны использоваться счетчики класса точности 0,2S; 0,5S; для технического учета - класса точности 0,5 и 1,0. Необходимо определить места установки счетчиков: счетчики либо оставляют на прежних местах, либо устанавливают на вновь созданных панелях.
        После определения специалистами изменений, которым будет подвержен существующий ИИК, приступают к следующему этапу работ.
        Этап второй. Создание рабочей документации по реконструкции ИИК; закупка, поставка на объект, монтаж, наладка и запуск оборудования в эксплуатацию; метрологическая аттестация ИИК как единичного средства измерения.
        Особо следует отметить трудность замены существующих ТТ и ТН в условиях действующих электроустановок, когда вывод оборудования для замены ТТ и ТН зависит от многих факторов, в том числе и от диспетчера энергосистемы. Работы по модернизации ИИК в основном должны проводиться в летнее время года. Данный этап работы отличается своей продолжительностью и трудоемкостью.
        Этап третий. Выбор архитектуры АИИС КУЭ и способа передачи данных в НП "АТС", создание рабочей документации, закупка, поставка на объект, монтаж, наладка и запуск оборудования в эксплуатацию; метрологическая аттестация АИИС КУЭ как единичного средства измерения; создание программного обеспечения и документов различных выходных форм; создание автоматизированных рабочих мест (АРМ) на электростанциях.
        Поскольку данный вариант внедрения АИИС КУЭ требует значительных финансовых и временных затрат, то работа на оптовом рынке в течение этого времени будет осуществляться по старым правилам. Тем не менее в результате будет обеспечено технологически правильное и экономически выгодное создание и внедрение АИИС КУЭ.
        Ненормальный вариант. Примером такого варианта является ситуация, когда для вхождения в ОРЭ на первом этапе в кратчайший срок в соответствии с требованиями регламентов НП "АТС" создаются второй и третий уровни АИИС КУЭ на действующих электростанциях с заменой в ИИК счетчиков на счетчики с классом точности 0,2S и 0,5S. На втором этапе осуществляется модернизация ИИК (замена ТТ на классы точности 0,2S и 0,5S и ТН на класс точности 0,2S и 0,5S). Такой подход обеспечивает на первом этапе создание системы сбора данных со счетчиков и передачу данных на "верхний уровень" - в АО-энерго, НП "АТС".
        Рассмотрим этапы внедрения АИИС КУЭ по данному варианту:
        Этап первый. Предварительное обследование состояния информационно-измерительных каналов (ИИК) аналогично тому, как это выполнялось на первом этапе при нормальном варианте.
        Этап второй. Определение мест установки счетчиков. Поскольку на первом этапе создания АИИС КУЭ ИИК существенной реконструкции не подвергаются (ТТ и ТН заменяются на втором этапе), то счетчики могут быть установлены на прежних местах либо на новых панелях счетчиков. Рассмотрим объем работ по установке счетчиков при создании АИИС КУЭ.
        1. Установка счетчиков на прежние места:
  • счетчики устанавливаются на панелях, расположенных в одном помещении;
  • установка счетчиков на панелях в разных местах одного помещения (например на панели автоматики релейного щита ОРУ-110, 220 кВ) или на панелях распределительных устройств, территориально расположенных в разных точках электростанции; места установок счетчиков не меняются при реконструкции вторичных цепей, замене ТТ и ТН. Выходные интерфейсы счетчиков последовательно соединяются между собой, и затем при помощи одного интерфейсного кабеля (типа "belden") осуществляется связь с
        ИВКЭ. Данный вариант является наиболее оптимальным, так как при замене ТТ, ТН, вторичных цепей длина интерфейсного кабеля не изменяется, что важно при аттестации АИИС КУЭ.
        2. Установка счетчиков на новые панели без замены ТТ, ТН дает возможность получить фиксированную длину интерфейсного кабеля. Однако при этом потребуется переделка цепей тока и напряжения в части подключения новых и старых панелей. После замены ТТ, ТН и создания новых цепей измерения эти "цепи-времянки" демонтируются.
        Этап третий. Выбор архитектуры системы сбора и передачи данных в НП "АТС", создание рабочей документации, закупка, поставка на объект, монтаж, наладка и запуск оборудования в работу. Метрологическая аттестация АИИС КУЭ как единичного средства измерения.
        Такой подход дает преимущество НП "АТС" только в отношении автоматического сбора данных и некоторого улучшения их качества за счет улучшения класса точности счетчика на 0,2S и 0,5S. Однако в течение некоторого времени НП "АТС" придется ограничиться информацией пониженной достоверности при разнесении балансов электроэнергии по электростанциям, которые в результате несут убытки.
        Этап четвертый. Реконструкция ИИК (замена ТТ, ТН, вторичных цепей). Повторная метрологическая аттестация АИИС КУЭ как единичного средства измерения.
        Данный вариант внедрения АИИС КУЭ будет осуществлен технологически неправильно. Потребуется поэтапное вложение денег. На первом этапе придется приложить значительные усилия к созданию верхнего уровня АИИС КУЭ (от счетчиков до передачи данных в НП "АТС"). Первоначальное внедрение АИИС КУЭ в производство будет сопровождаться наличием искаженной информации по значениям электроэнергии, поступающей от ИИК. На втором этапе, который также сопряжен с большими усилиями, будет произведена реконструкция ИИК (замена ТТ, ТН, цепей измерения). На третьем этапе будет проведена повторная аттестация АИИС КУЭ. В результате сумма затрат может в 2-3 раза превысить стоимость внедрения, осуществленного по технологически правильному варианту. Данные затраты будут вынуждены нести субъекты оптового рынка.

        Вывод
        Для внедрения АИИС КУЭ предпочтительным является вариант, при котором одновременно осуществляется модернизация ИИК, позволяющего обеспечивать достоверные результаты по учетным показателям ЭЭ.
        Все другие варианты внедрения АИИС КУЭ будут сопровождаться сбором информации по учетным показателям, имеющим невысокий уровень качества, и большим недоучетом ЭЭ.

  •