Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах

Повышение эффективности работы энергосистем в условиях постоянного роста цен на топливо и энергию связано с созданием современных АСКУЭ энергосистем. Они позволяют в реальном масштабе времени считать с высокой достоверностью и точностью балансы энергии по всем структурам энергосистем, выявлять потери энергии и предлагать руководству подразделений энергосистемы все данные учета для принятия правильных решений по оптимизации процесса энергоснабжения и расчетам с потребителями.

В предыдущей статье (№ 6(18) 2002 – 1(19) 2003) мы рассмотрели особенности индукционных счетчиков, телемеханических систем, традиционных АСКУЭ и пришли к выводу, что именно электронный счетчик позволяет перейти к построению принципиально новых эффективных структур АСКУЭ.
Один из пионеров в области дистанционного электроучета с применением принципа непосредственного сбора данных с электронных электросчетчиков по цифровым интерфейсам – концерн «Лэндис и Гир». Его система DATAGYR 2000 использует концепцию сбора показаний регистров своих электронных счетчиков по фирменному протоколу STOM (Serial Transmission of Original Meter Values – последовательная передача оригинальных показаний счетчиков) на свои же системы учета (универсальное устройство дистанционного учета FAG с местной обработкой данных или кодер FBS, использующийся там, где не требуется локальная обработка данных). Эта система ориентирована на использование на всех уровнях учета собственного фирменного, достаточно дорогого оборудования и может рассматриваться как один из возможных вариантов реализации предлагаемой более общей концепции сбора архивных данных электронных счетчиков по цифровым интерфейсам (архивные данные содержат показания счетчиков как частный случай и включают в себя, кроме того, архивы графиков нагрузки, нештатных событий и т.п.).

В традиционных АСКУЭ энергоучет основан на импульсной передаче приращений энергии от счетчиков к системе учета, расположенной на среднем уровне АСКУЭ. В свою очередь информация, накапливаемая в системе учета от счетчиков, передается по цифровым интерфейсам и соответствующим каналам связи на верхний уровень АСКУЭ – уровень ПЭВМ или сети ПЭВМ соответствующей структуры энергосистемы.
В случае разрушения канала связи или его сбоев, отключения или неисправности ПЭВМ исключается потеря информации, так как после устранения неисправностей возможно повторное обращение к системе учета за ранее недополученной информацией (система продолжает накапливать и архивировать измерительную информацию независимо от сбоев связи с ПЭВМ).
Другая картина складывается на нижнем уровне традиционной АСКУЭ в случае разрушения или сбоев измерительных импульсных каналов, отключения или неисправности системы учета. Поскольку передача данных учета от счетчиков в систему происходит с помощью приращений энергии, то любая из указанных неисправностей приводит к безвозвратной потере текущих данных учета и, следовательно, к существенному снижению достоверности и точности учета в целом. Такая ситуация типична для реальных условий эксплуатации систем учета, когда временно отключается сетевое питание системы или нарушается контакт в линии связи от счетчика к системе. Во время такого отключения система сохраняет в памяти с помощью встроенного аккумулятора все ранее накопленные данные, но не может обеспечить прием импульсов от продолжающих работу счетчиков.
Эффективный выход из создавшегося положения связан с хранением непосредственно в точке измерения энергии архива данных учета и организацией удаленного доступа к этому архиву по за-просу с возможностью многократного обращения к любым элементам архива. Именно такую возможность предоставляют современные микропроцессорные электронные счетчики с цифровыми интерфейсами. Поскольку питание электронного счетчика производится непосредственно от фидера точки учета, то пропадание этого питания не приводит к потере текущей информации счетчиком – энергопотребление нагрузки и измерительные данные отсутствуют. Накопленную же ранее информацию счетчик, как и система учета, сохраняет за счет встроенного аккумулятора. При восстановлении питания на фидере учета счетчик возобновляет свою работу и продолжает вести учет без какой-либо потери данных – достоверность учета абсолютна. Только выход из строя самого счетчика может привести к нарушению учета и потере всех накопленных ранее данных, если они вовремя не были запрошены и сохранены на верхнем уровне АСКУЭ.
Свойства накопления в электронном счетчике архивных данных и их доступность по цифровому интерфейсу с верхнего уровня АСКУЭ делают ненужными импульсные средства передачи-приема приращений энергии и соответственно ставят под вопрос целесообразность использования и дальнейшего развития существующих систем учета с числоимпульсным приемом измерительной информации. Электронные счетчики кардинально меняют принципы построения систем среднего уровня АСКУЭ: теперь и в будущем такие системы должны обладать возможностью сбора данных с электронных счетчиков не по телеметрическим выходам, а по цифровым интерфейсам.
Целесообразность сохранения систем учета на среднем уровне АСКУЭ остается и вызывается, с одной стороны, необходимостью ведения комплексного энергоучета по совокупности счетчиков объекта учета на месте их установки (на подстанции), и, с другой стороны, ограничениями каналов связи по обеспечению непосредственного доступа с верхнего уровня АСКУЭ к каждому отдельному счетчику.

Структура энергоучета в современных АСКУЭ

Совершенно ясно, что замена миллионов установленных индукционных электросчетчиков электронными является длительным процессом, в ходе которого новые системы учета должны будут работать как с телеметрическими выходами индукционных счетчиков, так и с цифровыми интерфейсами электронных счетчиков. Уже сегодня интерфейсы электронных счетчиков различных изготовителей отличаются друг от друга (RS-232, RS-422, RS-485, CL, ИРПС и другие), а поскольку маловероятна возможность построения масштабных АСКУЭ энергосистем с применением счетчиков только одного изготовителя, то системы учета будущего должны иметь возможность работы с различными электронными счетчиками и с различными интерфейсами.
Вопрос физического преобразования одного интерфейса в другой может быть сравнительно просто решен за счет использования стандартных микроэлектронных преобразователей типа, например, RS-232/RS-485, RS-232/ ИПРС и других. Более принципиален вопрос различия протоколов обмена для счетчиков разных изготовителей. Реальные протоколы обмена по цифровым интерфейсам электронных счетчиков различных изготовителей не стандартизированы, различны и, более того, зачастую скрываются изготовителями в целях жесткой привязки потребителей к своей продукции и создания технической и финансовой зависимости потребителя от изготовителя или продавца изделий. Такая политика фирмы оборачивается в конце концов ущербом для самого изготовителя: открытость протоколов обмена является залогом широкого использования счетчиков, а их закрытость, наоборот, тормозит применение счетчиков и сужает потенциальный рынок сбыта.
Создание новых АСКУЭ с новыми системами учета и электронными счетчиками требует стандартизации и открытости протоколов обмена счетчиков по цифровым интерфейсам. Изготовители электронных счетчиков, видимо, скоро поймут это, как давно уже поняли изготовители приборов учета жидких и газообразных энергоносителей, приступивших к созданию унифицированных интерфейсов и протоколов на базе «полевой архитектуры».

Выше шла речь об организации АСКУЭ энергосистем по электроэнергии, но энергосистемы снабжают потребителей как электроэнергией, так и тепловой энергией в виде горячей воды и пара (от теплоэлектроцентралей и котельных через разветвленные тепловые сети с теплоузлами и теплопунктами). Все сказанное об АСКУЭ энергосистемы по электроэнергии в равной мере применимо и к АСКУЭ по теплоэнергии. Более того, одна и та же глобальная АСКУЭ энергосистемы может и должна решать одновременно как задачи электроучета, так и задачи теплоучета с поправкой лишь на первичные приборы: при теплоучете применяются расходомеры и счетчики среды, теплосчетчики, датчики давления и температуры.
Данные виды приборов, в отличие от индукционных или электронных электросчетчиков с импульсными выходами, изначально имели для дистанционного сбора данных аналоговые токовые выходы (типа, например, 0-5 mA). Изготовители теплотехнических приборов учета в последние 15-20 лет стали наряду с аналоговыми выходами широко применять в своих приборах и цифровые интерфейсы. С переходом к цифровым интерфейсам возникли те же проблемы, что обрисованы выше для электронных счетчиков: несовместимость приборов по интерфейсам и протоколам при попытке их объединения в единую систему автоматизации.
Такая несовместимость в первую очередь больно бьет по потребителям, у которых в силу исторического характера развития производства и соответственно энергоучета, складывается разнородная номенклатура приборов учета. Изготовители приборов учета под давлением рынка сбыта поняли, что в их же интересах в конкурентной борьбе за потребителя перейти к обеспечению совместимости всех своих приборов.
Последние 5 лет в технике учета и управления энергоносителями бурно развивается направление системной интеграции территориально рассредоточенных первичных преобразователей – полевых приборов. Они создаются на базе отдельных фирменных стандартизированных протоколов типа M-bus, Modbus, Profibus с дальнейшим постепенным переходом от них к единой полевой шине Fieldbus (в частности, к ее международному открытому и жесткому стандарту Foundation Fieldbus).
Эта шина направлена на создание полностью цифрового коммуникационного протокола с передачей информации в обоих направлениях между полевыми устройствами и системами управления (учета) и с поддержкой взаимозаменяемости приборов от разных мировых изготовителей. Следует особо отметить, что полевая архитектура – «интеллектуальные» полевые приборы, цифровая коммуникация и распределенное управление (учет) – приходит на смену централизованному пультовому управлению, стирая грань между системой управления и полевым оборудованием.
Путь «интеллектуальной» совместимости, который сейчас проходят приборы теплоучета мировых изготовителей, неминуемо предстоит пройти и электронным электросчетчикам.

Схема создания традиционных АСКУЭ энергосистем на базе индукционных счетчиков с телеметрическими выходами и систем учета с импульсными входами во многом основывается на логике построения многоуровневых специализированных сетей систем учета. То есть передача данных энергоучета со станционных систем учета на уровень РЭС, ЭС или областной энергосистемы происходит в рамках связи между периферийной, промежуточной или центральной системами учета, установленными на соответствующих уровнях энергосистемы.
Такой подход был в прошлом оправдан, поскольку на основных структурных уровнях энергосистемы отсутствовали какие-либо другие средства автоматизированного приема и обработки измерительных данных с систем учета. С начала 90-х годов в энергосистемах начался интенсивный процесс внедрения ПЭВМ, а затем и их локальных сетей: сначала сети были созданы на уровне управления энергосистем, затем они появились в электросетях, а теперь появляются в РЭС. Сегодняшний процесс становления сетей ПЭВМ различных структурных уровней энергосистем характеризуется объединением их и превращением в корпоративные сети ПЭВМ. При этом появляются возможности стандартной доставки любых цифровых данных по существующим каналам корпоративных сетей с уровня РЭС на любой вышестоящий уровень энергосистемы.
В условиях развития корпоративных сетей теряют смысл многоуровневые специализированные сети систем энергоучета и использование систем учета ограничивается только одним уровнем – уровнем подстанций. Доставка данных с подстанционных систем учета на верхние уровни энергосистем может быть произведена непосредственно в соответствующие корпоративные сети ПЭВМ с цифровых интерфейсов систем учета и через имеющиеся в энергосистеме каналы связи (высокочастотные каналы связи по линиям электропередачи, телефонные выделенные или коммутируемые каналы, радиоканалы и т.п.). Задача систем учета подстанционного уровня при этом сводится к сбору архивной информации со счетчиков подстанции (и, если это необходимо, ее местной обработке) и доставке ее по запросу в соответствующую корпоративную сеть. Используемые каналы связи окажут влияние только на оперативность сбора, но не на достоверность и точность данных, так как в любом сомнительном случае информация может быть запрошена еще раз через систему учета непосредственно от электронного счетчика и перепроверена. Доступ к информации энергоучета на уровне любой корпоративной сети может быть реализован на любой рабочей станции сети через программный комплекс автоматизированного рабочего места оператора АСКУЭ.

Создание современных АСКУЭ энергосистем основывается на массовом внедрении электронных электросчетчиков, обладающих возможностями долговременного хранения архивных данных энергоучета и доступа к этим данным по цифровым интерфейсам.
Выбор электронных счетчиков для использования в АСКУЭ энергосистемы должен основываться на их как технико-экономических, так и коммуникационно-информационных характеристиках. Предпочтение следует отдавать счетчикам, имеющим стандартный и открытый протокол обмена по цифровым интерфейсам.
Системы учета АСКУЭ энергосистемы должны обладать возможностями сбора данных с электронных счетчиков по цифровым интерфейсам, а на переходный период замены индукционных счетчиков электронными и дополнительной возможностью сбора данных по телеметрическим выходам счетчиков.
Создание глобальных АСКУЭ энергосистем необходимо осуществлять на комплексной основе учета энергии как электрической, так и тепловой с применением в последнем случае первичных приборов теплоучета, позволяющих, аналогично электронным электросчетчикам, хранить архивы данных в точке учета и обеспечивать доступ к этим данным по стандартным и открытым протоколам цифровых интерфейсов.