Опыт внедрения на ОРЭ двухуровневых (без УСПД) АИИС КУЭ.

Опыт внедрения на ОРЭ двухуровневых (без УСПД) АИИС КУЭ.
Двухуровневые АИИС ТУЭ для целей соблюдения диспетчерского
графика выработки электроэнергии станциями ОГК (ТГК)
(Доклад во ВНИИЭ, октябрь 2006)
Главный конструктор КТС «Энергия» Жуков С.А.,
ООО «НТП Энергоконтроль», г.Заречный Пензенской обл.
Известно, что АИИС КУЭ для целей расчетов на оптовом рынке
электроэнергии (ОРЭ) можно строить по различным многоуровневым схемам.
Самой распространенной принято считать трехуровневую схему, которую
коротко можно описать так:
– первый уровень – измерительные трансформаторы тока и напряжения,
электросчетчики, расположенные на подстанциях;
– второй уровень – некое промежуточное устройство, относящееся к
средствам измерений и предназначенное для сбора и консолидации данных с
первого уровня. Данное промежуточное устройство называют в РФ
«устройство сбора и передачи данных» (УСПД), а в Электросетевых правилах
Республики Казахстан его именуют «устройство хранения данных». УСПД
может располагаться как на подстанциях, так и в центре АИИС КУЭ.
(Встречаются системы, где УСПД имеют место быть и на подстанциях и в
центре АИИС КУЭ);
– третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
расположенный в центре АИИС КУЭ и предназначенный для сбора данных со
второго уровня.
Именно такие трехуровневые схемы и предлагают предприятиям
промышленности и энергетики как производители АИИС КУЭ, так и
многочисленные инжиниринговые фирмы. На мой вопрос: «А почему не
предлагаются простые двухуровневые системы: счетчики на подстанциях –
ИВК в центре АИИС КУЭ?», один из производителей заявил мне, что «нужно
дорого продавать технические решения». Вот так и не иначе!
Однако, анализ функциональных возможностей двух- и трехуровневых (с
УСПД) АИИС КУЭ, показывает очевидные недостатки трехуровневых
систем, а именно:
– УСПД, являясь средством измерения, вносит дополнительные
погрешности в процесс измерения:
 погрешность измерения времени и интервалов времени;
 погрешность перевода в именованные единицы и округления;
 погрешность накопления за сутки и т.д.;
– УСПД, занимая цифровой интерфейс счетчиков, не дает возможности
проведения процедуры контрольного доступа непосредственно к счетчикам со
стороны администратора оптового рынка (это особенно актуально при наличии
у счетчиков одного цифрового интерфейса);
– УСПД, работая по заранее заданной программе, не позволяет «на ходу»
(из центра АИИС КУЭ) изменять состав считываемых со счетчиков данных и
параметров;
1
– существенное снижение надежности АИИС КУЭ – больше «железа»,
ниже надежность.
Рассмотрим ниже несколько простых двухуровневых (без УСПД) АИИС
КУЭ, введенных в эксплуатацию на предприятиях промышленности и
энергетики в РФ. Приведенные схемы двухуровневых АИИС КУЭ
подтверждают их преимущество по сравнению с трехуровневыми системами
и обеспечивают снижение стоимости проекта примерно на 25%.
Распределенная двухуровневая АИИС КУЭ
ОАО «Уралсвязьинформ» (г. Челябинск) с использованием
высокоскоростных каналов связи
Более года эксплуатируется распределенная АИИС КУЭ ОАО
«Уралсвязьинформ» (г. Челябинск), охватывающая четырнадцать объектов
(автоматические телефонные станции), связанных с центром системы
высокоскоростными линиями связи – оптоволоконными линиями Ethernet.
На рис.1 приведена структурная схема этой АИИС КУЭ. Отметим
особенности данной системы, а именно:
– в АИИС КУЭ применены электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 с двумя
интерфейсами RS-485 и возможностью контроля параметров качества
электросети по ГОСТ 13109;
– с каждой АТС организованы основной (ВОЛС) и резервный каналы
связи (телефонная сеть общего пользования).
Работа распределенной АИИС КУЭ очень проста – опрос всех
четырнадцати АТС производится из центра АИИС КУЭ каждые 3 минуты, при
этом с каждого электросчетчика считываются следующие данные:
– профили мощности А±Р± за 3 минутный интервал, снабженные
статусом достоверности;
– коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– «журналы событий» электросчетчика;
– отклонения параметров электросети от границ, предписанных ГОСТ
13109 (частота, напряжение);
– мгновенные значения (фазные и междуфазные токи, напряжения, cos φ
и т.д.) для целей контроля влияющих факторов по Методике выполнения
измерений (МВИ).
Помимо подсистемы учета электроэнергии, в распределенной АИИС КУЭ
присутствуют подсистема контроля телесигналов оборудования АТС и подсистема
телеизмерения сигналов от датчиков АТС (всего более 500 сигналов).
Подобное двухуровневое построение АИИС КУЭ можно рекомендовать
предприятиям,
подстанции
которых
охвачены
современными
высокоскоростными линиями связи, использование которых позволяет
предприятию уверенно выдерживать заявленные часовые графики нагрузок
оптового рынка, не допуская отклонения от них.
А что делать тем предприятиям, у которых нет высокоскоростных
каналов связи?
2
Двухуровневая АИИС КУЭ ОАО «Печорская ГРЭС»
с использованием каналов связи в обычных кабелях
Более 10 лет в ОАО «Печорская ГРЭС» эксплуатируется АИИС КУЭ на
базе КТС «Энергия+», охватывающая около 400 точек учета электроэнергии,
информация
с которых
собиралась с импульсных интерфейсов
электросчетчиков на интервалах 15 секунд.
В 2005 году началась модернизация АИИС КУЭ станции для целей
выполнения требований оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) РФ, согласно
которым точки учета в сечении ОРЭ (линии передач, генераторы, собственные
нужды, субабоненты) должны быть оснащены современными цифровыми
электросчетчиками. На рис.2 приведена структурная схема АИИС КУЭ ОАО
«Печорская ГРЭС».
После предпроектного обследования существующей системы станции
было установлено, что в ОАО «Печорская ГРЭС» счетчики сечения ОРЭ
располагаются на станции как группами (например, в ОРУ-220кВ), так и
«поодиночке» по всему корпусу станции на разных ее отметках (счетчики
генераторов и собственных нужд).
Одной из главных технических особенностей КТС «Энергия+»
является то обстоятельство, что для связи между первым уровнем
системы (счетчики) и ее вторым уровнем (ИВК) не требуется прокладки
специальных кабелей связи и обмен данными происходит с использованием
уже существующих телефонных, контрольных и иных кабелей на
расстоянии до 30 км.
Это и было реализовано для связи между ОРУ-220кВ станции (компактно
расположенные счетчики) и ИВК – каналообразующая аппаратура,
установленная на каждом из уровней, использует три выделенных пары
приводов в обычных кабелях: основной канал связи (цикл опроса 3 мин),
резервный канал связи (цикл опроса 30 мин) и оперативный канал связи (цикл
передачи данных от первого уровня (симплекс) – 15 сек).
По правилам оптового рынка РФ организован и канал связи для
контрольного доступа к счетчикам ОРУ-220кВ – это канал сотовой связи
стандарта GSM.
Что касается счетчиков, расположенных «поодиночке», то они были
сгруппированы по этажам станции и на каждый этаж был проложен
специальный кабель интерфейса RS-485 для организации основного и
резервного каналов связи с циклом опроса счетчиков 3 и 30 мин
соответственно.
Все счетчики сечения ОРЭ ОАО «Печорская ГРЭС» опрашиваются по
основному каналу связи на интервале 3 минуты, передавая в центр АИИС КУЭ
станции следующие данные:
– профили мощности А± и Р± за трехминутный интервал, снабженные
статусом достоверности;
– коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения;
– «журналы событий» электросчетчиков;
– мгновенные значения фазных и межфазных токов и напряжений, cos φ и
др. (для целей контроля влияющих факторов по МВИ);
3
– отклонения параметров электросети от границ, предписанных ГОСТ
13109 (частота, напряжение).
Мы рассмотрели два примера построения АИИС КУЭ на предприятиях с
высокоскоростными и обычными каналами связи. А что делать электросетевым
предприятиям, имеющим десятки подстанций, на которых нет проводных
каналов связи? Как в этом случае выдержать часовые графики, заявленные на
оптовом рынке?
Распределенная двухуровневая АИИС КУЭ ОАО «Каббалкэнерго»
с использованием низкоскоростных каналов связи
Подстанции ОАО «Каббалкэнерго» (г. Нальчик) характеризуются
отсутствием проводных каналов связи, но входят в зону покрытия нескольких
операторов сотовой связи республики. На каждой из подстанций
энергосистемы установлено следующее оборудование (рис.3):
– электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, имеющие два интерфейса RS-485 и
четыре импульсных интерфейса;
– модули интерфейсов, обеспечивающие конвертацию интерфейса RS-485
счетчиков в интерфейс RS-232 для подключения сотового модема;
– устройства сбора данных, одно из которых обеспечивает накопление
импульсов от счетчиков на 3 мин интервалах, а другое служит для фиксации
схемы питания подстанции (телесигналы).
В центре АИИС КУЭ ОАО «Каббалкэнерго» размещается
информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который управляет
модемным пулом из шестнадцати модемов для обеспечения параллельного
опроса нескольких подстанций.
Отмечу следующую особенность работы каналов сотовой связи: реальная
скорость обмена данными в каналах составляет 500÷1000 б/с, что гораздо ниже
скорости 9600 б/с, на которой сотовые модемы устанавливают соединение.
Естественно, что на такой низкой скорости нельзя обеспечить считывание
3 мин профилей мощности и других данных со счетчиков на подстанциях, так
как объем данных значительно превышает возможности каналов связи.
Поэтому, каждые 3 минуты с подстанций считываются не данные с
цифровых интерфейсов счетчиков, а данные из памяти УСД – цикл опроса двух
УСД составляет всего 10 секунд после соединения.
Таким образом, ИВК обеспечивает возможность опроса за 3-х мин
интервалы времени всех 18-ти подстанций энергосистемы. А профили
мощности со счетчиков считываются по цифровым интерфейсам раз в сутки (48
получасовых интервалов с каждого счетчика). Данный алгоритм работы
двухуровневой АИИС КУЭ ОАО «Каббалкэнерго» обеспечивает
возможность сведения баланса сальдо перетоков энергосистемы на 3 мин
интервалах времени.
Данная схема позволяет реализовать процедуру технического контроля со
стороны оператора оптового рынка, которая заключается в непосредственном
доступе к счетчикам на подстанциях энергосистемы.
4
Двухуровневые АИИС ТУЭ для целей соблюдения диспетчерского
графика выработки электроэнергии станциями ОГК и ТГК
АИИС ТУЭ каждой из станций, входящих в состав ОГК или ТГК, должна
удовлетворять техническим требованиям НП «АТС», которые предписывают
производить измерения электроэнергии и мощности с 30-минутной
дискретностью учета.
Одновременно, правила оптового рынка электроэнергии предписывают
станциям соблюдать почасовой План балансирующего рынка (ПБР) и увязывают
соблюдение этого Плана с экономической эффективностью работы станций.
В настоящее время контроль за отклонениями от ПБР осуществляется в
оперативно-информационном комплексе (ОИК) РДУ региона, который
фиксирует по данным телемеханики средние значения мощности каждой
режимной генерирующей единицы (РГЕ) на часовых интервалах времени (как
среднеарифметическое текущих значений мощности) и сравнивает со
значениями, заданными диспетчерским графиком.
Известно, что из-за разных методов измерения, разница показаний
телемеханики и АИИС КУЭ может достигать 10÷15%.
Для целей соблюдения ПБР в пределах 2% уровня отклонения, уже
установленные на станциях АИИС КУЭ должны обеспечивать измерение 1минутной
скользящей
мощности.
Однако,
модернизация
уже
эксплуатирующихся на станциях АИИС КУЭ невозможна, в связи с их
изначальной ориентированностью на 30-минутный цикл измерения.
В связи с тем, что существующие АИИС КУЭ станций ОГК и ТГК
используют только цифровые интерфейсы расчетных счетчиков, предлагается
на каждой из станций создать простейшую автоматизированную
информационно-измерительную систему технического учета электроэнергии
(АИИС ТУЭ), подключенную к импульсным интерфейсам расчетных счетчиков.
АИИС ТУЭ позволит осуществить следующие функции:
– получение 1 и 3-минутной скользящей мощности по любому
присоединению, группе присоединений, станции в целом;
– передачу данных о 3-минутных значениях электроэнергии,
выработанной станцией, в головной офис ОГК или ТГК.
Структурная схема АИИС ТУЭ (на базе КТС «Энергия+») станции для
целей получения 1 и 3-минутной скользящей мощности приведена на рис.4
(пример присоединения к импульсным выходам счетчиков АИИС КУЭ на базе
технических средств «Эльстер Метроника»). Фактические диспетчерские
графики выработки электроэнергии на основе скользящего 3-минутного
интервала приведены на рис. 5 и 6.
Стоимость оборудования и программного обеспечения АИИС ТУЭ (на базе
КТС «Энергия+») для одной станции составит не более 650 тыс. руб., а общие
затраты составят не более 1,5 млн. руб. (с учетом проектирования, пуско-наладочных
работ и ввода в эксплуатацию).
АИИС КУЭ на базе КТС «Энергия+», выполненные по требованиям ОРЭ,
эксплуатируются на Псковской ГРЭС (ОГК-2), Печорской ГРЭС (ОГК-3), ОАО
«Ивановская генерирующая компания». В составе АИИС КУЭ функционирует и
АИИС ТУЭ, обеспечивая оперативный контроль скользящей мощности.
5
6
7
8
9
Фактический диспетчерский график выработки электроэнергии
на основе скользящего 3-минутного интервала
Рисунок 5
10
Фактический диспетчерский график мощности на основе
скользящего 3-минутного интервала
Рисунок 6
11