 |
Для Республики Беларусь создание современной национальной АСКУЭ – чрезвычайно актуальная задача: предстоит реструктуризация электроэнергетики страны. В связи с этим достижения тульских энергетиков, создавших полномасштабную региональную
АСКУЭ, представляют большой интерес для белорусских специалистов (в мае 2004 года делегация из Беларуси знакомилась с опытом работы Тульской энергосистемы). Не менее важна информация об опыте туляков и для их российских коллег, особенно для тех, кто только приступает к построению аналогичных систем.
Региональная АСКУЭ в тульском варианте |
Аркадий Гуртовцев, к.т.н.,
ведущий научный сотрудник
РУП «БелТЭИ», Беларусь
|
Хроника создания АСКУЭ
1991–1993 гг. Началось создание АСКУЭ в Тульской энергосистеме. На первом этапе индукционные счетчики были оснащены телеметрическими датчиками импульсов и подключены к специализированным системам учета типа ЦТ-5000 с импульсным сбором данных учета от счетчиков. Каждая система, которой оснащались в первую очередь электростанции и крупные подстанции, позволяла подключать до 64 счетчиков-датчиков.
1995 г. К этому году на 5 электростанциях и 6 подстанциях установлено 16 систем ЦТ-5000, собирающих данные с 300 счетчиков. Все системы работали на объектах локально, без дистанционной передачи данных на верхний уровень АСКУЭ.
1994–1995 гг. Сформулирована концепция АСКУЭ и закуплены 500 электронных счетчиков с импульсными выходами концерна «Энергомера». Тульская энергосистема стала одним из лидеров в области создания АСКУЭ, соревнуясь в этом с энергосистемами Москвы и Рязани.
1996 г. В энергосистеме создана группа АСКУЭ и получена на ЭВМ первая информация с удаленных систем учета по выделенным (100 бод) и коммутируемым (450 бод) каналам. Установленная в тот период техника учета не отличалась надежностью (в частности, сбои давали фотодатчики в индукционных счетчиках, особенно в помещениях с люминесцентными лампами), постоянно «зависали» ЦТ-5000, поэтому 95% времени группа АСКУЭ тратила на устранение неполадок в оборудовании.
1996 г. Решено заменить технику на более надежную, для чего выбран сетевой индустриальный контроллер СИКОН-С1 владимирской фирмы «Системы и технологии». Выбор оказался удачным, и владимирская фирма на долгие годы стала партнером Тульской энергосистемы в области АСКУЭ-технологии.
1997–1998 гг. В рамках АСКУЭ произведена полная замена систем ЦТ-5000 и парка индукционных счетчиков на электронные с импульсными выходами.
1998 г. Перед группой АСКУЭ поставлена задача подготовки системы к коммерческому учету по зонным тарифам и выходу на
ФОРЭМ. Началась опытная эксплуатация первой очереди системы «Пирамида» (на средствах сбора и программном обеспечении фирмы «Системы и технологии»), охватившей учетом 16 переточных подстанций энергосистемы.
Уже в IV квартале 1998 г. покупка электроэнергии по зонным тарифам принесла энергосистеме прибыль в 10 млн. руб., что полностью окупило все затраты на внедрение первой очереди «Пирамиды». Благодаря работе автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии в 1999 г. экономия средств составила 140 млн. руб.
Семь модернизаций
За последние 6 лет было произведено шесть модернизаций АСКУЭ АО «Тулэнерго». Вначале они позволили получить баланс электроэнергии по периметру АО-энерго, затем – баланс совместно с выработкой электроэнергии собственными электростанциями, баланс межсистемных перетоков по четырем ПЭС энергосистемы, полезный отпуск электроэнергии крупным потребителям и оптовым перепродавцам (городским электросетям).
Первые пять модернизаций на 80% обеспечили учет энергопотребления по Тульской области. В 2003 году, во время шестой модернизации, была выполнена поставленная задача выхода с АСКУЭ на конкурентный рынок и биржевые торги, проводимые некоммерческим партнерством «Администратор торговой системы» (НП «АТС»), для чего потребовалось дооснастить учетом 33 подстанции. Часть из них ранее была оснащена АСКУЭ только на 50%, а другие – отпаячные – вообще были вне учета.
Сегодня предстоит провести очередную, седьмую модернизацию АСКУЭ, обусловленную новыми требованиями НП «АТС». В соответствии с ними для коммерческого учета на конкурентном оптовом рынке необходимо использовать только электронные счетчики с цифровыми интерфейсами и обеспечить сбор данных учета в получасовом интервале (ранее такой сбор осуществлялся в суточном интервале).
Пока вся АСКУЭ АО «Тулэнерго», включающая в общей сложности более 130 объектов (электростанций, подстанций, потребителей) и 2,5 тысячи счетчиков, построена на принципах импульсного сбора данных учета (заметим, что на этих же принципах работают сегодня АСКУЭ почти всех российских энергосистем).
Предстоит в массовом порядке менять электронные счетчики и контроллеры на средства учета с цифровыми интерфейсами. Планируется замена контроллера СИКОН-С1 на СИКОН-С10 и СИКОН-С50, имеющие развитые цифровые интерфейсы и способные работать по ним с различными типами электронных счетчиков, как российских, так и зарубежных.
Проблема с каналами связи
АСКУЭ АО «Тулэнерго» использует для дистанционного сбора данных с объектов различные каналы связи: 100-бодовые каналы ВЧ-связи, физические линии, выделенные и коммутируемые телефонные каналы, радиоканалы аналоговой сотовой связи NMT-450 (СОТЕЛ) и радиоканалы цифровой сотовой связи GSM-900 (МТС). Однако проблема связи для АСКУЭ до конца не решена, так как со многими объектами учета каналов связи просто нет.
Создание 300-бодового канала ВЧ-связи по ЛЭП 110 или
35 кВ обходится в 1,5 млн. рублей.
Затраты на спутниковую связь составляют $1,5–5 тыс. на один терминал и $0,2 за минуту передачи данных (она экономически оправдывает себя только на расстояниях более 1000 километров).
Значительно дешевле сотовая связь. Основные затраты идут на антенно-фидерное хозяйство – 300 тыс. руб. на линию. Абонентская плата за сбор данных с 70 объектов в сети СОТЕЛ составляет 32 тыс. руб. в месяц, а с 30 объектов в сети МТС – 3,5 тыс. руб.
В 2002 г. «Тулэнерго» отказалось от дальнейшего развития каналов ВЧ-связи в пользу сотовых, обеспечивающих устойчивую связь на скорости 4800 бод (на скорости 9600 бод связь была менее устойчивой). Наиболее перспективным оказалось наращивание связи через МТС и организация собственной сети сотовой связи с передачей данных в сотах со скоростью 28800 бод. Скорость передачи между сотами –
2–10 Мбит/с по оптоволоконным каналам связи или посредством широкополосной радиосвязи в диапазоне 2,4 ГГц и выше (с увеличением частоты уменьшается расстояние и растет количество базовых станций). Во всех точках сети должна обеспечиваться стыковка Ethernet.
Собственная сотовая связь потребует установки 20 базовых станций с радиусом связи до 30 км (на первом этапе для покрытия наиболее плотных зон абонентов будет достаточно 10 станций).
Сеть связи предполагается использовать не только для передачи данных АСКУЭ, но и для передачи голоса (IP-телефония), телемеханики и цифровых данных локальных корпоративных сетей. В АО-энерго объявлен тендер на такую комбинированную сеть (проект, работы и оборудование), в поступивших предложениях стоимость проекта колеблется от 56 до 900 млн. руб.
Энергосистема нацелилась на Oracle
Синхронизация времени в АСКУЭ обеспечивается по каналам связи через маршрутизатор ИКМ («Системы и технологии»), к которому подключаются часы ИВЧ1 («Децима», г. Зеленоград). При скорости передачи сигнала точного времени 9600 бод рассинхронизация составляет доли секунды, а при 100 бод –
2–3 с. Максимальное рассогласование во времени между элементами АСКУЭ, наблюдаемое за год, – 5–7 с.
Получасовые графики за предыдущие сутки собираются в ночное время и в часы максимума нагрузки энергосистемы. Сбор производится одновременно со всех объектов АСКУЭ в базу данных InterBase сервера отдела АСКУЭ АО-энерго. Сейчас рассматривается возможность установки СУБД ORACLE, так как растущее количество точек учета замедляет обработку информации в нынешней базе.
Информацией АСКУЭ АО «Тулэнерго» пользуются: департамент транспорта электроэнергии, энергосбыт и ПЭС (диспетчер каждого предприятия ведет режимы подстанций 110 кВ и ниже), сторонние потребители (возмездно, по договору) и РДУ (филиал системного оператора по Тульской области). Последнему по отдельному каналу связи передается порядка 750 учетных цифр ежесуточно по каждому из 86 узлов коммерческого учета.
«Тулэнерго» – взыскательный покупатель
Оборудование для АСКУЭ в «Тулэнерго» закупается, как правило, на внеконкурсной основе, так как оно должно быть полностью совместимо с уже действующим оборудованием по интерфейсам и протоколам обмена.
Особенно строго «Тулэнерго» подходит к отбору счетчиков. Анализ и испытания моделей ряда изготовителей показали, что одним из лучших по соотношению функция/цена оказался счетчик СЭТ-4ТМ.02 Нижегородского завода им. М.В.Фрунзе (вслед за ним идет счетчик Меркурий-230 московской фирмы «Инкотекс», хотя к нему есть претензии по конструктиву). Счетчики АББ ВЭИ Метроника не рассматривались из-за дороговизны, закрытости и неудобства протокола (ранее в АО «Рязаньэнерго» их сняли с межсистемных перетоков).
По мнению специалистов «Тулэнерго», многотарифные счетчики в АСКУЭ оптового рынка не нужны, так как основной коммерческой информацией является получасовой или часовой суточный график нагрузки в точке учета.
АСКУЭ для потребителей
В дорыночные времена при создании АСКУЭ крупных промышленных потребителей АО-энерго входило с ними в долю по затратам на ее создание. Предприятия, имеющие АСКУЭ, могли экономить 20–25% от величины заявленной мощности за счет снижения резерва до 1% и менее.
Энергосбыт штрафовал за перебор заявленной мощности и тем самым стимулировал процесс создания АСКУЭ.
Теперь предприятия самостоятельно должны обеспечивать канал связи и прием данных учета в энергосистеме, получая взамен возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии.
Требования к АСКУЭ промышленных потребителей формируются как АО-энерго, так и системным оператором оптового рынка (прежде всего это требования передачи получасовых или часовых мощностей).
Создание АСКУЭ-быт, по мнению энергетиков, пока нецелесообразно из-за большого (более 20 лет) срока окупаемости, при том, что население области потребляет менее 5% электроэнергии по цене ниже себестоимости из-за перекрестного субсидирования.
360 тысячам бытовых потребителей Тульской области в течение 10 лет индукционные счетчики заменят электронными, расходуя на эти цели ежегодно по 25 млн. руб. За последние 2,5 года заменено более 20% счетчиков, что повысило точность учета, особенно при низких нагрузках потребителей, помогло в борьбе с хищениями энергии. Иногда при замене счетчиков плата за электроэнергию повышалась в 10 и более раз (т.е. к новым электронным счетчикам похитители электроэнергии пока не нашли «ключик»).
АСКУЭ ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА
Беседуя с российскими коллегами, белорусские специалисты старались уяснить себе широкий круг теоретических и практических вопросов, связанных с разработкой АСКУЭ и ее функционированием в условиях реструктуризации электроэнергетической отрасли.
На свободном рынке электроэнергии цены формируются спросом и предложением, а не на основе административно установленного тарифа. В России на свободном рынке продают уже 8% всей электроэнергии, и он вошел в десятку крупнейших в мире (сегодня даже в Великобритании свободно реализуется не более 2% всей электроэнергии). Там, где действует рынок, нужен учет, нужна АСКУЭ.
Способ построения коммерческого учета электроэнергии в значительной степени определяется моделью рынка. В России ФОРЭМ начинал работу в те времена, когда только у 20% участников рынка были АСКУЭ. Весь остальной учет реализовывался на обычных локальных счетчиках. Для учета отпущенной на оптовом рынке электроэнергии использовались даже малодостоверные данные телеизмерений ОИК и статистическая информация. В настоящее время все участники оптового рынка в той или иной мере оснащены АСКУЭ, которые предстоит модернизировать с учетом современных требований. Тендеры на их создание собирают неимоверное количество участников.
Действующая в России модель рынка переходного периода ориентируется на европейские правила, однако до сих пор во многом носит неопределенный характер, оставляя для собственников энергокомпаний и разработчиков АСКУЭ ряд нерешенных вопросов. Так как меняются правила рынка, требования Администратора торговой системы (НП «АТС») к системам коммерческого учета постоянно корректируются.
Сегодня в создании современных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии лидируют фирмы, сумевшие быстро освоить современные зарубежные информационные технологии и на их основе построить новые или реконструировать прежние производства. Но, используя новейшие разработки и опираясь на общемировые тенденции, надо помнить, что из-за исторических и территориальных особенностей наших стран не вся зарубежная техника годится для России или
для Беларуси.
В этом же номере журнала на стр. 24 опубликован материал Аркадия Гуртовцева «Штрихи к российскому опыту реструктуризации электроэнергетики», написанный по итогам поездки в Тулу в составе белорусской делегации.
| 
|
