Основные требования по созданию автоматизированных информационно-измерительных систем учета электроэнергии на современных цифровых подстанциях



В современной энергетической системе под цифровой подстанцией понимают автоматизированную подстанцию, оснащенную взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного дежурного персонала.

Цифровая подстанция должна соответствовать следующим критериям:

– дистанционная наблюдаемость параметров и режимов работы оборудования и систем, необходимых для нормального функционирования без постоянного присутствия дежурного и обслуживающего эксплуатационного персонала;

– обеспечение телеуправления оборудованием и системами для эксплуатации ПС без постоянного присутствия дежурного и обслуживающего эксплуатационного персонала;

– высокий уровень автоматизации управления оборудованием и системами с применением интеллектуальных систем управления режимами работы оборудования и систем;

– дистанционная управляемость всеми технологическими процессами в режиме единого времени;

– цифровой обмен данными между всеми технологическими системами в едином формате;

– интегрированность в систему управления электрической сетью и предприятием, а также обеспечение цифрового взаимодействия с соответствующими инфраструктурными организациями (со смежными объектами);

– функциональная и информационная безопасность при цифровизации технологических процессов;

– непрерывный мониторинг состояния основного технологического оборудования и систем в режиме онлайн с передачей необходимого объема цифровых данных, контролируемых параметров и сигналов.

Одной из ключевых особенностей цифровой подстанции [3] является приближение устройств сбора дискретных и аналоговых сигналов и выдачи управляющих воздействий непосредственно к оборудованию с последующей передачей всей информации, необходимой для функционирования комплексов РЗА и АСУ ТП ПС, в цифровой форме. Благодаря этому достигается сокращение суммарной длины электрических кабелей и вторичных цепей, как следствие снижение вероятности их повреждения и повышение наблюдаемости вторичных систем.

В настоящее время организацию учета электроэнергии регламентируют следующие нормативные документы:

– Федеральный закон от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О Техническом Регулировании»;

– Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

– Федеральный закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»;

– Постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии»;

– Постановление Правительства РФ от 31.08.2006 № 529 (ред. от 27.06.2013) «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» (с изм. и доп., вступающими в силу с 01.01.2014).

В соответствии с [1] автоматизированная информационно измерительная система учета электроэнергии субъекта — это совокупность функционально объединенных информационно-измерительных комплексов точек учета, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, информационно-вычислительных комплексов субъектов и системы единого времени данного субъекта.

Современные автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учёта электроэнергии — АИИС КУЭ (АСКУЭ) — создаются для коммерческого учёта потребляемой или отпускаемой электрической энергии. Главной задачей при построении подобных систем является работа на оптовом рынке (ОРЭ) или розничном рынке электроэнергии (РРЭ), при этом необходимо обеспечить передачу информации смежным субъектам (сетевым компаниям, региональным диспетчерским управлениям, энергоснабжающим организациям или генерирующим компаниям).

Современные системы учета ресурсов представляют собой программно-аппаратный комплекс, состоящий из современных приборов учета, концентраторов или УСПД (устройств сбора и передачи данных), серверов, СУБД (систем управления базами данных), автоматизированных рабочих мест, сетевого оборудования и т. п. В основе перечисленных элементов системы автоматизации лежит компьютер, логика работы которого определяется прикладным программным обеспечением [2].

Сегодня, как правило, информационные системы, системы автоматизации являются многоуровневыми и распределенными. Элементы системы могут находиться на значительном удалении друг от друга и быть в различном административном подчинении. Вопросу правильной организации передачи данных внутри системы должно уделяться особое внимание на стадии ее проектирования, иначе это может стать узким местом при дальнейшем ее использовании и наращивании функциональности.

Информационно-вычислительные комплексы системы учета электроэнергии с удаленным сбором данных должны обладать следующими функциями:

– функциями сбора данных учета электроэнергии;

– функциями сбора данных о параметрах настройки и событиях информационно-измерительного комплекса (ИИК) и информационновычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и управления ими;

– функциями хранения данных;

– функциями анализа данных и формирования отчетов;

– функциями ведения базы нормативно-справочной и управляющей информации;

– функциями мониторинга;

– функциями взаимодействия с ИИК и ИВКЭ и внешними системами;

– функциями защиты информации от несанкционированного доступа.

Функции сбора данных учета электроэнергии должны обеспечивать выполнение в соответствии с заданным сценарием автоматического сбора с ИВКЭ (ИИК) и ИВКП и сохранения данных о потреблении активной и реактивной энергии:

– суммарных показаний счетчиков на начало суток;

– показаний счетчиков на начало суток по тарифным зонам;

– суммарных показаний счетчиков на начало месяца;

– показаний счетчиков на начало месяца по тарифным зонам;

– текущих суммарных показаний счетчиков;

– текущих показаний счетчиков по тарифным зонам;

– профилей мощности за 30 минут;

– дополнительных интервальных профилей энергии/ мощности (1, 3, 5, 15, 60 минут).

Современные АИИСКУЭ позволяют создавать и редактировать индивидуальные и групповые сценарии сбора данных о параметрах настройки и событиях ИИК и ИВКЭ, а также конфигурировать удаленно как индивидуально, так и группу ПУ и ИВКЭ, включая параметрирование тарифных расписаний ПУ. Системы имеют возможность индивидуального и группового управления нагрузкой (отключение/включение, ввод/ отмена ограничения мощности):

– по команде пользователя;

– по инициативе внешней системы.

Системы учета осуществляют контроль достоверности данных:

– по показаниям контрольных ПУ;

– по данным от смежных субъектов;

– по значениям допустимых небалансов;

– по предельной нагрузке;

– по средним значениям контролируемых параметров за предшествующие периоды времени;

– по характерным графикам нагрузки;

– по плановым значениям;

– по договорным условиям.

Система эксплуатации и технического обслуживания АИИС КУЭ объектов энергетики должна обеспечить бесперебойное и надежное функционирование автоматизированных систем всех уровней иерархии.

Первый уровень — информационно-измерительный комплекс (ИИК) автоматического измерения — включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);

– вторичные измерительные цепи;

– счетчики электрической энергии.

На данном уровне осуществляется измерение физических величин токов и напряжений, их преобразование и расчет значения потребляемой электрической энергии, запись этих значений в память счетчиков.

Второй уровень — информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) — включает в себя:

– устройство сбора и передачи данных (УСПД);

– преобразователь интерфейса;

– технические средства каналов передачи данных;

– устройство синхронизации системного времени (УССВ);

– автоматизированное рабочее место (АРМ) с установленным программным обеспечением.

Третий уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК) — включает в себя:

– промышленные контроллеры и/или серверы;

– модемы (модемные пулы);

– маршрутизаторы;

– устройство синхронизации времени (УСВ) (при необходимости).

В соответствии с проведенным анализом требований, можно сделать вывод, что использование возможностей цифровых коммуникационных протоколов, современных средств и каналов связи, а также интеллектуальных приборов учета позволяет осуществлять дистанционный контроль работоспособности приборов учета, осуществлять техническое обслуживание АИИСКУЭ, учет использования электрической энергии согласно тарифам, а также контроль расхода электрической энергии в реальном времени.

Литература:

1. СТО 34.01–5.1–008–2018 стандарт организации ПАО «Россети» Пункты коммерческого учета электроэнергии уровнем напряжения 6–20 кВ. Общие технические требования. Дата введения: 25.10.2018 [Электронный ресурс] // Официальный сайт ПАО «Россети» ФСК ЕЭС. — Режим доступа: https://www.rosseti.ru/investment/standart/corp_standart/doc/СТО_34.01–5.1008–2018.pdf.

2. СТО 34.01–5.1- 001–2014 Программное обеспечение информационно вычислительного комплекса автоматизированной системы учета электроэнергии. Типовые функциональные требования. Дата введения: 22.07.2014.