Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

Гуртовцев А. Л.,

Современные принципы автоматизации энергоучета в энергосистемах (журнальная копия)

Белорусская энергосистема:

• территория 207,6 тыс. км2;
• 23 крупных ТЭС;
• более 1270 крупных понизительных подстанций на напряжение от 750 до 35 кВ;
• свыше 70 тыс. ТП и РП на напряжения 10/6/0,4 кВ;
• более 260 тыс. км линий электропередачи напряжением от 750 до 0,38 кВ.

В 2000 г. Белорусская энергосистема выработала 25,6 млрд. кВт.ч, а потребителю предоставила 33,2 млрд. кВт.ч, закупив недостающую часть энергии в Литве и России.Концерн «Белэнерго»: 6 областных энергосистем включают в себя в общей сложности 20 ЭС, а те, в свою очередь, – 140 РЭС.

От локального учета к автоматизированному
Учет в энергосистемах появился вместе с первыми электростанциями и сетями общего пользования в конце XIX века. Первыми приборами учета на электростанциях стали амперметры и вольтметры, позже появились ваттметры и варметры, в начале ХХ века – индукционные счетчики активной и реактивной энергии. 
В 30-х годах ХХ века, с развитием энергосистем, ростом количества территориально распределенных потребителей и усложнением режимов их работы, проблема энергоучета обострилась. Основным методом ее решения наряду с использованием традиционных индукционных счетчиков с местным отсчетом данных стало применение измерительных преобразователей или датчиков с аналоговым или цифровым выходом и систем телемеханики для дистанционного доступа к этой информации и управления удаленными объектами. 
Телемеханические измерительные системы состоят из полукомплекта пункта управления (ПУ), или диспетчерского пункта (ДП), канала связи и полукомплектов контролируемых пунктов (КП). Эти системы позволяют в масштабе реального времени почти одновременно получать на ПУ с удаленных КП усредненные значения мощности по всем точкам учета с выходов подключенных к ним соответствующих преобразователей мощности.Это достигается благодаря циклическому опросу (каждые 2-5 сек) и временному или частотному разделению канала связи.
Класс точности преобразователей мощности (например, типа Е848, Е830 или Е849) лежит в диапазонах 0,2-1,0. Но их аналоговый сигнал при передаче в канал связи подлежит квантованию как по уровню с помощью аналого-цифрового преобразования (широко применяется 8-разрядное АЦП-преобразование, позволяющее иметь до 256 уровней квантования с погрешностью преобразования порядка 0,2 %), так и по времени (дискретность опроса 2-5 сек). Такая точность измерения и преобразования мощности достаточна для решения в энергосистеме диспетчерских режимных задач, но не приемлема для эффективного учета электроэнергии телемеханическим методом интегрирования отсчетов мощности по времени. Этот метод, в силу редкого временного квантования и опроса сигнала мощности и из-за потерь передаваемых отчетов в зашумленных каналах связи телемеханики, приводит к результирующей погрешности измерения электроэнергии на уровне 8-10% и выше. Этот парадокс телемеханики – невозможность обеспечения точного энергоучета при всей ее оперативности – привел в начале 70-х годов к появлению нового направления в автоматизации энергоучета. 

От телемеханики к системам учета
Начало 70-х годов отмечено мировым энергетическим кризисом, который резко взвинтил цены на топливо и электроэнергию. Энергосистемы реагировали на кризис переходом от одноставочного к двухставочному тарифу, определявшему отдельную плату за потребленную электроэнергию и дополнительную плату за заявленную мощность в часы максимума. Возникла острая потребность в создании систем энергоучета, которые могли бы, во-первых, фиксировать не только значения электроэнергии нарастающим итогом во времени, но и мощность нагрузки в заданные пиковые часы, и, во-вторых, позволяли бы принимать и обрабатывать информацию от множества обычных индукционных электросчетчиков.

В СССР такие системы впервые были разработаны в 1975 г. в Белорусском филиале ЭНИН им. Г.М. Кржижановского (ныне РУП «БелТЭИ») – информационно-измерительные системы энергоучета ИИСЭ-48 (цифры обозначают количество каналов учета или подключаемых электросчетчиков). Работа подобных систем энергоучета основана на приеме в реальном масштабе времени информации – импульсов с частотой не более 10 Гц – от унифицированных формирователей импульсов (УФИ), которыми оснащаются индукционные счетчики. Каждому киловатт-часу электроэнергии, зафиксированному счетчиком, соответствует определенное число оборотов диска счетчика или его постоянная, например, 1кВт.ч=900 оборотов. На диск счетчика наносится метка; в момент прохождения этой метки над датчиком на выходе УФИ формируется импульс. Импульс может быть передан по проводной линии связи длиной до 3 км на вход удаленной системы учета. Таким образом, каждый импульс от счетчика с УФИ несет информацию об очередном обороте счетчика или кванте измеренной счетчиком электроэнергии – приращении энергии. 
Система принимает импульсы от каждого счетчика, умножает их на нормирующие величины, суммирует или вычитает приращения энергии по группе счетчиков, накапливает приращения по каждому счетчику и их группам за различные интервалы времени, отображает накопленную информацию и передает ее на верхний уровень АСКУЭ. 
Телемеханические системы передают и принимают усредненные и квантованные по времени значения мощности, требующие последующего экстраполирования и интегрирования для получения значений энергии. В отличие от телемеханических систем, системы энергоучета работают с интегральными значениями приращений энергии (без экстраполирования, а интегрирование сводится к простому суммированию приращений). 
Кроме того, в случае систем учета передача приращений энергии от первичного преобразователя – счетчика с УФИ – производится по выделенной двухпроводной линии, что гарантирует надежность передачи и достоверный прием данных со стороны систем учета (с этой целью в системах дополнительно используются программно-аппаратные средства фильтрации входных импульсов от возможных помех). Все вместе это существенно повышает достоверность и точность энергоучета в системах учета по сравнению с телемеханическими системами. С конца 80-х годов принимались неоднократные попытки совместить функции телемеханики с функциями систем учета, но тем не менее до сегодняшнего дня эти два направления – телемеханика и системы учета – сохранили самостоятельное развитие и применение. 

От индукционных счетчиков к электронным
Электронные счетчики пока существенно дороже индукционных, но их применение дает значительный экономический эффект, зависящий от количества проходящей через счетчик электроэнергии и структуры автоматизации объекта, по которому осуществляется измерение и учет. Пришло время постепенной замены индукционных счетчиков на электронные. Предпосылкой замены является повсеместный переход от локального учета к автоматизированному с созданием АСКУЭ энергосистем. Тогда эффект от применения электронных счетчиков будет в следующем:

• повышение точности учета и снижение потерь за счет более высокого класса точности рабочего электронного счетчика (класс 0.2 и 0.5 против 1.0 и 2.0 у индукционного счетчика);
• повышение точности учета за счет самоадаптации электронного счетчика к существующим несинусоидальным искажениям формы кривой переменного тока в сети и возможным быстропеременным нагрузкам (индукционные счетчики в этих условиях просто «врут»);
• замена одним электронным счетчиком нескольких индукционных счетчиков с одновременным уменьшением затрат на первичные преобразовательные средства (например, один электронный счетчик измерения активной/реактивной энергии в двух направлениях заменяет 4 обычных счетчика с уменьшением количества трансформаторов тока и напряжения);
• замена одним электронным счетчиком, измеряющим как количество, так и качество электроэнергии,
• целой серии измерительных приборов: частотомера, ваттметра, варметра, амперметра, вольтметра и фазометра;
• возможность автоматизации энергоучета с использованием вместо телеметрических выходов счетчиков их цифровых интерфейсов, что значительно повышает гибкость, достоверность и точность учета;
• возможность использования различных многотарифных систем, позволяющих экономическими рычагами оптимизировать весь процесс выработки/потребления электроэнергии;
• стабильность класса счетчика в течение длительного времени, что повышает долговременную точность учета (погрешность индукционного счетчика из-за износа опор вращающегося диска постоянно растет);
• снижение эксплуатационных затрат за счет повышения межповерочного интервала в 3-5 раз (в силу отсутствия подвижных механизмов и механического износа трущихся частей, которые в индукционном счетчике вызывают необходимость более частой поверки).

Электронный счетчик является, по существу, малоканальной системой учета (с долговременной памятью и «интеллектом»), которая размещается непосредственно в точке измерения энергии, позволяет отказаться от передачи в АСКУЭ импульсных приращений энергии и перейти к построению принципиально новых эффективных структур АСКУЭ.

Продолжение материала будет опубликовано в следующем номере журнала.

Журнал №2(20) 2003

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.).

От импульсных сигналов к цифровым интерфейсам

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

Совместимость интерфейсов

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».

От цифровых интерфейсов к полевой архитектуре

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.

От специализированных сетей систем учета к корпоративным сетям ПЭВМ

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.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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.

 Справка

Статья опубликована в журналах:

Новости Электротехники (см.выше), №6,2002 /№1, 2003, №2, 2003 (Россия)

Автоматизация от А до Я, №11/12, 2001, №1, 2/3, 4, 5/6, 2002 (Беларусь)

Метрология, №1, 2003 (Беларусь)

Промышленные АСУ и контроллеры, №4, 2003 (Россия)