АСКУЭ как часть одна из систем, применяемых на объектах электроэнергетики

Каждая из функционирующих в настоящее время в энергосистемах автоматизированных систем (АС) представляет собой сложный комплекс ресурсов: технических, программных, информационных, человеческих, нормативных, финансовых, организационных. Оптимальное развитие АС возможно при условии координации всех ресурсов.

Автоматизированная система управления (АСУ) - это система "человек-машина", обеспечивающая эффективное функционирование объекта, в которой сбор, передача и обработка информации, необходимой для реализации функций управления, осуществляются с применением средств автоматизации и вычислительной техники

Единого подхода к построению АСКУЭ до сих пор нет, несмотря на то, что предпринимаются значительные усилия к унификации и минимизации затрат на разработку и создание. Вследствие этого существующие типы АС слабо связаны между собой, что является недостатком (рисунок 2).

Рисунок 2 – Типичная структура существующих АС

ТМ – телемеханика.

РЗА – релейная защита и автоматика

ПА – противоаварийная автоматика

РАС – регистрация аварийных событий.

ЦППС – центр приема-передачи сообщений.

Интегрированная система управления электропотреблением в условиях рынка должна охватывать все уровни и стадии управления от производства до реализации - от физических потоков электрической энергии до финансовых и экономических показателей электропотребления

Существующие автоматизированные системы (АС) можно классифицировать по ряду параметров:

1. Время выполняемых операций (оперативные, неоперативные);

2. Уровень сетей (220 кВ и выше, 110 кВ, 35 кВ и 6-10 кВ);

3. Географическое размещение сетей передачи данных:

- локальные, имеют ограниченное количество соединенных технических средств, и связь между ними осуществляется по физическим каналам связи

- региональные, объединяют несколько локальных сетей

- глобальные, объединяют множество региональных сетей, методов передачи информации.

4. Выполняемые функции (подсистемы):

- РЗА для защиты линий, машин и аппаратов от коротких замыканий и выявление места аварии;

- РАС для осциллографирования переходных процессов в сети;

- ПА для ликвидации и предотвращения аварий;

- АИИС КУЭ и АИИС ТУЭ;

- АСДУ и ТМ;

- ОИУК (ЦППС), передача информации на верхний уровень и смежные предприятия.

5. Требования к важности передаваемой информации:

- неотложная информация, которая должна быть передана максимально быстро с максимальной надежностью передачи (РЗА, ПА);

- периодическая информация, которая должна быть передана, но требования жесткого реального времени не накладываются (ТМ, АИИС КУЭ);

- информация, допускающая некоторые задержки и частичные потери при определенных условиях (АИИС ТУЭ, РАС, голосовая).

6. Методы передачи информации различаются:

- по физической среде связи – проводные (интерфейсы RS-232, RS-485, CAN, Ethernet, ВЧ-связь по ЛЭП, оптоволокно и т.д.), беспроводные (радиоканалы, сети сотовой связи, спутниковая связь и т.д.); В различных физических средах могут применяться различные способы модуляции сигнала (немодулированные сигналы, частотно-, фазово-, амплитудно- модулированные и др.);

- по пропускной способности – скорости передачи бит информации (низкоскоростные – до 600 бит/c, среднескоростные – до 1 Мбит/c, высокоскоростные – более 1 Мбит/c).

- по помехозащищенности и защите от несанкционированного доступа (вероятности внесения ошибок в передаваемую информацию);

В простейшем случае диспетчеризация управления может осуществляться с помощью телефонной связи диспетчера с обслуживающим персоналом удалённых объектов. При телефонной связи диспетчера с контрольными пунктами получается значительный промежуток времени с момента, требующего оперативного вмешательства до момента исполнения. Кроме того, при диспетчеризации только посредством телефонной связи велика вероятность неполучения или недостоверности информации. Работа диспетчера оказывается болеё эффективной, если информация о режимах работы элементов системы автоматически приходит от приборов, установленных на диспетчерских пунктах. Кроме того, сам диспетчер имеёт возможность изменить режим работы управляемой системы, непосредственно посылая сигналы на контролируемые объекты.

Телемеханизация (ТМ) должна обеспечивать:

- отображение на диспетчерском пульте основных элементов и их состояний (ТИИ);

- передача на диспетчерский пульт предупреждающих и аварийных сигналов (ТС);

- управление основными элементами системы (ТУ) и т.п.

В качестве первичной измерительной аппаратуры используются стандартные измерительные трансформаторы тока, имеющие на выходе ток 1 А или 5 А, и измерительные трансформаторы напряжения с напряжением измерительных обмоток 100 В, а также датчики для сбора различной технической информации.

Вся аппаратура АС, предназначенная для защиты, управления, наблюдения, учета и связи, относится к вспомогательному оборудованию. Компоненты вспомогательного оборудования связываются между собой при помощи различных интерфейсов связи.

Автоматизированная система диспетчерского и технологического управления (АСДУ) представляет собой многоуровневый программно-технический комплекс, включающий средства сбора информации, каналы связи, ПЭВМ и программы обработки. АСДУ позволяет:

- обеспечить диспетчерский и режимный персонал, энергоснаб, энергонадзор, руководство энергосистемы и предприятий сетей оперативной информацией о текущих прогнозных и ретроспективных режимах;

- организовать эффективный контроль за ведением текущего режима энергосистемы;

- повысить обоснованность принимаемых диспетчером решений;

- повысить качество и надёжность электроснабжения потребителей;

- осуществлять оперативный и ежесуточный контроль баланса мощности и электроэнергии и улучшить планирование внутрисуточных и текущих режимов;

- получить максимальную прибыль за счет оптимального ведения режимов, экономии топлива и электроэнергии;

- внедрить в кратчайший срок в промышленную эксплуатацию самые современные средства вычислительной техники, а также прикладное программное обеспечение.

Развитие АС связано с возможностями ИТ на соответствующем этапе развития и потребностями ЭК и потребителей (таблица 1).

Таблица 1 – Ретроспектива развития АС

Период (годы)	Состояние ИТ	Линии связи	Вид АС	Уровень либерализации рынка ЭЭ	Количество и примеры АС
40-50-е годы XX века	Отсутствие	Проводные	Простейшая ПА	Фиксированные цены по всей стране	-
60-70-е годы XX века	Ламповые ЭВМ, ЭВМ на транзисторах	Радио	РЗА, ПА	Фиксированные цены по всей стране	Десятки
80-90-е годы XX века	ЭВМ на микропроцессорах	Развитые проводные и радиоканалы передачи информации	Раздельно существующие АС: АСДУ, РЗА, ПА	Начало появление оптового рынка ЭЭ	Сотни
XXI век	Сети ЭВМ	Оптоволоконные линии, спутниковая связь, сотовая связь, PLC-технологии	ИАСУ	Развитие оптового и розничного рынка ЭЭ	Тысячи: КОТМИ, СК-2003 и др.

История развития отечественных автоматизированных систем управления (АСУ) начинается в 60-х годах ХХ столетия. Первой была разработана и внедрена АСУ Львовского телевизионного завода — АСУ «Львов» как Вычислительного комплекса, работающего в режиме реального времени с 30 внешними терминалами приема-передачи данных и другими дополнительно разработанными внешними устройствами сбора информации, моделей оптимального оперативного управления основными цехами завода.

Дальнейшее развитие АСУ осуществлялось в направлении создания комплексных АСУ, интегрированных систем управления.

Новый этап в развитии АСУП пришелся на вторую половину 70-х годов и 80-е годы. Это были комплексные АСУП, в которых органически интегрировались в единое целое задачи автоматизированного проектирования новых изделий (САПР), технологической подготовки производства (АСПП), автоматизации испытаний готовых изделий и автоматизации организационного управления предприятием (АСУП в прежнем, функциональном понимании). Техническую базу нового поколения АСУП составляли, как правило, модели ЕС ЭВМ, СМ ЭВМ.

Начиная с конца 70-х - начале 80-х годов, разработка и введение АСУ на предприятиях расширялась – автоматизация велась по трем отдельным и независимым друг от друга направлениям: системы автоматизации управленческой и финансово-хозяйственной деятельности (АСУП), системы автоматизированного проектирования (САПР) и системы автоматизации технологических и производственных процессов (АСУ ТП). Данные системы проектировались и создавались разрозненно, исходя из частных потребностей, они не подчинялись единым целям и задачам, были плохо связаны физически и информационно, каждая система строилась по своим внутренним законам. Большим недостатком было еще и то, что системы базировались на различных аппаратных, программных и информационных стандартах

АСКУЭ является подклассом автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Исторически АСКУЭ (первое поколение) начали появляться в конце 70-х годов XX века с появлением простейших систем, обеспечивающих сбор числоимпульсных сигналов со счетчиков электроэнергии в сумматоры с последующей передачей интегральных значений в диспетчерские центры.

Дальнейшее развитие информационных технологий и электронной техники в конце 90-х годов XX века связано с появлением "интеллектуальных" счетчиков электроэнергии, мощных коммуникационных контроллеров (УСПД), серверов сбора данных и центров обработки информации. Появилось второе поколение АСКУЭ, использующих 2-х и 3-уровневую архитектуру, а также кабельные и телефонные линии связи.

В связи с постоянным удорожанием потреблённой электроэнергии и необходимости модернизации производственных мощностей (и их систем автоматизации) у предприятий возникла необходимость в построении интегрированных решений, в разработке автоматизированных систем контроля и управления электропотребления (АСКУЭ), построенных с применением персональных ЭВМ.

Первоначально установка АСКУЭ проводилась для энергокомпаний, а также для крупных промышленных предприятий. В 2000-х годах начали массово появляться проекты АСКУЭ в бытовом секторе.

С внедрением АСКУЭ прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные. Особое значение имеет для рынка ЭЭ возможность автоматического снятия показаний счетчиков электроэнергии в центры сбора данных, исключив тем самым человеческий фактор.

Современные АСКУЭ характеризуются определенным числом измерительных каналов и групп учёта, а также списком штатных энергетических (мощность, расход) и сервисных (неработающие каналы, сбои питания и т.п.) параметров. В группу алгебраически суммируются данные определенных измерительных каналов одного вида учёта (точки учёта) в соответствии со схемой электроснабжения. По соответствующей группе и (или) каналу система за определённые интервалы времени накапливает информацию о фактических расходах энергии или энергоносителей (электроэнергии, холодной и горячей воды, пара, газа, воздуха и др.).

Перечень интервалов накопления информации о расходах определяется:

1. Требованиями коммерческого учёта в соответствии с действующими и перспективными тарифами;

2. Требованиями технического учёта, то есть задачами оперативного прогнозирования и управления нагрузкой;

3. Требованиями контроля за показателями электроэнергии и т.п.

Диапазон интервалов содержит, как правило, интервал краткосрочного накопления (1 - 3 мин), интервалы среднесрочного (30 мин, зоны и смены суток, сутки) и долгосрочного (неделя, декада, месяц, квартал, год) накоплений.

Основным видом энергетических параметров для АСКУЭ являются не графики нагрузок, а текущие итоговые суммы расходов и мощностей. Поэтому сбор информации для вышеперечисленных графиков и её накопление (архивирование) являются задачами программного комплекса АСКУЭ верхнего уровня.

Этапы создания АСКУЭ

Внедрение системы АСКУЭ на предприятии – это процесс, который состоит из нескольких этапов:

1. Обследование предприятия. Поставщики АСКУЭ имеют опросные листы, которые надо заполнить. Основная задача опросного листа определить структуру и требования к будущей системе учета. Указывается:

- количество и расположение точек учета,

- основные параметры счетчиков, которые будут включены в систему, примерное расстояние между ними,

- расстояния и каналы связи для передачи информации.

2. Разработка и согласование технического задания (ТЗ), технических условий (ТУ) с описанием будущей системы и ориентировочными ценами на оборудование и работы. Согласовывается с регулирующими органами (Энергонадзор, НП АТС, ФСК, СО). Подписание договоров с поставщиками компонентов системы.

3. Производство и поставка оборудования. Монтажные и пуско-наладочные работы.

4. Обучение эксплуатирующего персонала.

5. Сдача системы в опытно-промышленную эксплуатацию;

6. Поверка системы и перевод в промышленную эксплуатацию (т.е. подтверждение ее метрологических характеристик, заложенных в проекте).

7. Гарантийное и послегарантийное обслуживание.

8. Техническая и консультационная поддержка поставщика на всех этапах жизненного цикла АСКУЭ.

Каждый этап обязательный и требует различных затрат времени и ресурсов. Между разработкой ТКП и сдачей системы в промышленную эксплуатацию проходит обычно несколько месяцев.

Проектирование АСКУЭ

Система АСКУЭ создается из стандартных блоков: счетчики, УСПД, оборудование связи, ПО. Их состав индивидуален для каждого предприятия. Поэтому для строительства каждой новой системы АСКУЭ необходимо разработать проект, привязать готовую систему к конкретному объекту.

Обычно проект представляет из себя комплект чертежей и пояснительную записку.

В состав чертежей входят:

1) Спецификация поставляемого оборудования;

2) Однолинейная схема электроснабжения предприятия с указанием точек учета, куда устанавливаются ТТ, ТН и счетчики электроэнергии, а также их типы и кратко их параметры (коэффициентов трансформации ТН, ТТ)

3) Планы помещений, в которых установлены счетчики, УСПД, модемы (с указанием точных мест установки оборудования с размерами).

4) Планы прокладки каналов связи), либо план радиосвязи между счетчиками, УСПД и сервером ЦОИ. Указываются типы каналов связи (проводные, радио, GSM и т.д.), их параметры (скорость, надежность, резервирование, прочие характеристики, определяющие качество).

5) Планы помещений и места установки оборудования АРМ АСКУЭ предприятия и других пользователей АСКУЭ

6) Схемы питания и заземления оборудования (панели ~220 В и планы прокладки кабелей электропитания УСПД, АРМ и модемов)

В пояснительной записке указывается:

1. Назначение АСКУЭ;

2. Область применения АСКУЭ;

3. Структурная схема АСКУЭ;

4. Выполняемые функции;

5. Характеристики выбранного оборудования и ПО.

6. Уточнение границ системы

7. Законы группирования показаний коммерческих точек учета

8. Вопросы организации системы передачи информации в регулирующие органы и смежным субъектам рынка электроэнергии

Выбор оборудования для построенияАСКУЭ

Для организации системы АСКУЭ на предприятии ее необходимо не только купить, но и внедрить путем реализации проекта. Выбор поставщика определяется многими факторами.

Как правило, при выборе оборудования, учитываются следующие критерии (в порядке убывания их приоритета):

1) Надежность оборудования и системы;

2) Соответствие предъявляемым к системе техническим требованиям;

3) Уровень предлагаемой производителем технической поддержки и репутация поставщика;

4) Стоимость (цена) оборудования;

5) Сроки поставки оборудования

6) Наличие опыта эксплуатации подобного оборудования и отзывов;

7) Возможность вывода предприятия на оптовый рынок электроэнергии

8) Наличие собственного производства (т.е. поставщие – не перепродавец);

9) Возможность выполнения работ «под ключ».

10) Системность и перспективность технического решения;

Обычно крупные энергокомпании выбирают 2-3 потенциальных поставщика, назначают тендер. Поставщики составляют технико-коммерческое предложение, которые рассматривает тендерная комиссия и принимает решение о выборе поставщика.

При внедрении АСКУЭ, ожидается достижение максимального технического и экономического эффекта:

· Повышение точности учета ЭЭ за счет цифровых счетчиков класса 0,2S или 0,5S, точное сведение балансов для сокращения потерь и определения места хищения электроэнергии;

· Снижение потребляемой мощности на предприятии в часы пиковых нагрузок энергосистемы за счет данных системы, где и когда можно отключить в холостую работающие двигатели, изменить нагрузку. Возможность защититься от штрафов путем прогнозов нагрузки и снижения заявленной мощности на следующий расчетный период.

· Переход на расчет за ЭЭ с энергосистемой по дифференцированным тарифам.

· Выход на оптовый рынок и получение ЭЭ с рынка, где она еще дешевле.

· Контроль качества ЭЭ;

· Автоматизация сбора данных. Эффективность поступления данных на рабочие места энергетиков, диспетчерского персонала, степень снижения количества поездок контролеров по точкам учета для ручного сбора данных

· Внедрение современных энергосберегающих технологий. Система АСКУЭ позволит подсчитать экономию, которую будут приносить те или иные мероприятия и оправдать покупку нового энергосберегающего оборудования

Класс качества

В начале 2004 г. была создана "Методика присвоения коэффициента класса качества АИИС КУЭ субъекта оптового рынка".

Измерительный канал АИИС состоит из измерительных трансформаторов тока, напряжения и счетчика. Так как современные АИИС имеют иерархическую структуру, где на разных уровнях происходит измерение, сбор и обработка информации, то необходимо, чтобы АИИС соответствовала и ряду других показателей, кроме метрологических. Поэтому был введен, так называемый, коэффициент класса качества систем АИИС.

Коэффициент класса качества – это показатель, при расчете которого учитывают все свойства системы учета:

1. Надежность системы, её способность сохранять во времени все заданные характеристики и параметры. Надежность зависит и от надежности всех входящих в систему компонентов: трансформатора тока, счетчика, УСПД, сервера, модема, канала передачи данных, системных решений. Но также и от принятых системных решениях (например, в иногда необходимо резервирование, дублирование определенных функций, обеспечение ЗИП и т.д.).

2. Защищенность системы от незапланированного доступа к техническим компонентам и программным средствам, с описанием уровня защиты.

3. Функциональная полнота, т.е. способность АСКУЭ выполнять обязательные функции.

4. Степень автоматизации, которая определяет долю участия субъективных факторов в функционировании системы (например, персонала) и как следствие, её эффективность. Эти показатели включают в себя, например, возможность автоматизированной передачи данных с определенной частотой, коррекции времени, цикличности измерений и сбора информации, передачи информации в различные точки и ее хранение.

Каждый из перечисленных показателей обладает набором параметров. По совокупности необходимых параметров и параметров этой системы вычисляют интегральный показатель, коэффициент класса качества данной АСКУЭ.

Присвоенный коэффициент класса качества затем используется для расчетов на рынке, например, при распределении небаланса. Небаланс появляется, когда две сопоставляемые, поверенные в рамках закона, системы показывают разные значения. Например, 100 и 105 единиц. В результате надо рассчитать возникший небаланс равный пяти. Финансовое значение этого небаланса будет распределяться с учетом коэффициента класса качества системы. Система с худшим показателем качества берет на себя четыре единицы небаланса, а система с лучшим классом качества только единицу.